1305

Схема емкостного датчика приведена на рис. 10. На верхнем

положении и должен пропускать через себя всю жидкую продукцию скважины (нефть + вода).

На точность измерения этим прибором количества пластовой воды в нефти значительное влияние оказывают изменение темпера­ туры нефтеводяной смеси, ее однородность, газовые пузырьки в потоке жидкости и напряженность электрического поля в датчике. Для более точного измерения содержания воды в нефти необходимо предохранять датчик от попадания в него пузырьков газа, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость (е = 1). Точность

31

показаний описываемого влагомера зависит также от однородности потока: чем однороднее поток, т. е. чем более одноразмерны частички воды в нефти, тем выше точность показаний прибора. По указанным выше причинам датчик устанавливают вертикально, и поток жид­ кости перед поступлением в датчик должен тщательно перемеши­ ваться.

Датчик влагомера работает обычно при постоянном напряжении электрического поля и переменной частоте в диапазоне от 0,1 до 2,0 Мгц, а для учета температурных изменений потока, сильно влия­ ющих на точность измерений, в приборе предусмотрена температур­ ная компенсация.

Измерение диэлектрической постоянной нефтеводяной смеси основывается на формуле Винера, имеющей вид:

где ев и ен — диэлектрические постоянные воды и нефти; W — объемное содержание воды в нефти.

Определение количества прошедшей по датчику влагомера чистой нефти сводится к вычислению интеграла:

где q — мгновенный расход смеси; W — мгновенное значение влаж­ ности нефти.

Эта задача решается сравнительно просто при непрерывном получении данных, выдаваемых влагомером объемного содержания воды в нефти.

2. Механические примеси в нефти (глина, песок, песчаник и т. д.) определяется весовым методом, сущность которого состоит в следу­ ющем. Пробу нефти разбавляют бензином, а затем фильтруют. Твердый остаток на фильтре промывают бензином, после чего поме­ щают вместе с фильтром в сушильный шкаф. Высушенный при определенной температуре твердый остаток извлекают из шкафа

иколичество его взвешивают.

3.Количество солей в нефти определяют лабораторным анали­ затором ЛАС-1. Навеску пробы нефти предварительно растворяют

врастворителе (смесь ксилола, бутилового и этилового спиртов), затем измеряют проводимость полученного раствора на переменном токе. Значение тока при заданном напряжении является мерой содержания солей. Перед началом работы строят калибровочный график в координатах: сила тока — содержание солей, по которому

инаходят содержание их в исследуемой пробе нефти.

32

§ 4. АВТОМ АТИЗАЦИЯ ЗАМ ЕРА ПРО ДУКЦ И И СКВАЖ ИН

Выше отмечалось, что автоматизация замера продукции скважин при самотечной системе сбора практически была трудно осуществи­ мой. Автоматизация замера стала возможной только с внедрением на площадях нефтяных месторождений герметизированной напорной системы сбора и подачи продукции скважин к групповым замерным установкам.

1

Рис. 11. Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-1 института Гнпровосток-

ВВ-80-ТИ; 8 — заслонка; 10 — нефтесборный коллектор; 11— предохранительный клапан; 12 — камерная диафрагма для замера газа; 13 — регулятор перепада давления; 14 —Jnpcmi- вогруз; 15 — поплавок.

В настоящее время применяются три системы автоматизированных групповых замерных установок: одна из них разработана институ­ том Гипровостокнефть, другая — Октябрьским филиалом ВНИИКанефтегаз, третья — Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаз.

На рис. 11 приведена принципиальная технологическая схема автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ-1 инсти­ тута Гипровостокнефть. АГЗУ-1 является элементом напорной гер­ метизированной системы сбора нефти, газа и воды и предназначена для автоматического замера дебита жидкости и газа скважин, под­ ключенных к установке. Замерная установка оснащена средствами ав­ томатизации для работы без постоянного обслуживающего персонала.

Она запроектирована с местным съемом показателей дебитов скважин и работает следующим образом,

Нефтегазовый поток от каждой скважины поступает на поршне­ вой переключатель 2, приводимый в действие электродвигателем. На время замера продукция исследуемой скважины через поршне­ вой переключатель 2, задвижку 3, фильтр 4 и трубу 5 поступает в гидроциклонный сепаратор 6. Разгазированная нефть поступает, из сепаратора 6 на замер и, пройдя турбинный счетчик 7 ВВ-80-ТН,

Рнс. 12. Групповая замерная установка ЗУГ-5 Октябрьского филиала ВНИИКАнсфтсгаз.

1 — обратный клапан; 2 — задвижка; 3 — многоходовой переключатель скважин ПСМ-1; 4а — общий выкидной патрубок; 4 — замерная линия для одной скважины; 5 — отсекателн;

заслонку 8 и задвижку 9, направляется в нефтесборный коллектор 10, ведущий к сепараторам первой ступени. Газ из сепаратора 6, пройдя диафрагму 12, регулятор перепада давления 13, направляется в общий коллектор 10 и вновь смешивается с нефтью.

Технологическая схема АГЗУ-1 обеспечивает: автоматическое переключение скважин на замер, не прерывая потока нефтегазовой смеси от остальных скважин; сепарацию газа от жидкости исследуе­ мой скважины и подачу жидкости и газа на замер (жидкости — тур­ бинным счетчиком 7, газа — диафрагменным расходомером 12)\ смешение газа с жидкостью за счетчиком 7 для дальнейшего транс­ порта их до сепарационной установки первой ступени; отключение замерной установки в случае нарушения технологического режима работы скважины и подачу продукции всех скважин в общий кол­ лектор 10.

Уровень жидкости в гидроциклонном сепараторе регулируется поплавком 15 и заслонкой 8 на нефтяной линии.

Регистрация показаний счетчика 7 производится по месту счет­ чика импульсов, устанавливаемых на АГЗУ-1 по числу подключенных

34

скважин. Счетчик 7 состоит из литого корпуса, вертушки, струевыпрямителя, редуктора счетного механизма и преобразователя импульсов с магнитоуправляемым контактом. Относительная погреш­ ность показания счетчика 7 равна ±5% .

На рис. 12 приведена принципиальная технологическая схема ЗУГ-5 (замерная установка групповая), разработанная Октябрьским филиалом ВНИИКАнефтегаз. Установка работает следующим обра­ зом. Продукция всех скважин, подключенных к установке, поступает через обратный клапан 1 и задвижку 2 в многоходовой переключа­ тель 3. Из многоходового переключателя продукция всех скважин кроме одной направляется через общий выкидной патрубок 4а

всборный коллектор. Продукция одной скважины через замерную линию 4 направляется в гидроциклонный сепаратор 6, где происхо­ дит отделение газа от жидкости и измеряется количество ее турбинным счетчиком 7. Переключение скважин на замер осуществляется попрограмме, устанавливаемой при помощи реле времени в блоке местной автоматики БМА. Результаты измерений жидкости фикси­ руются на счетчике в БМА. Отсутствие подачи фиксируется на счет­ чиках скважин в БМА сигнальной лампочкой и передачей сигнала

всистему телемеханики. Блокировка скважин производится путем перекрытия выкидного и замерного коллекторов отсекателями 5. Турбинный расходомер жидкости 7 установлен выше уровня жид­ кости в гидроциклонном сепараторе, благодаря чему при открытой

заслонке 10 на газовой линии жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. По мере повышения уровня, жидкости в нижней емкости поплавок 9 всплывает и закрывает заслонку 10 на газо­ вой линии сепаратора. Давление в сепараторе повышается, и жид­ кость начинает поступать через расходомер 7 в общий кол­ лектор.

При снижении уровня жидкости в нижней емкости сепаратора поплавок 9 опускается и открывает заслонку 10 на газовой линии сепаратора. Давление между сепаратором и коллектором выравни­ вается, и цикл накопления жидкости в сепараторе повторяется. Дебит определяется путем регистрации на БМА количества жидкости, прошедшей через расходомер 7. Зная процент обводненности про­ дукции скважины, который определяется по анализу пробы, и коли­ чество прошедшей через расходомер жидкости, можно легко под­ считать количество «чистой» нефти.

Следующая скважина переключается на замер через определен­ ное время, задаваемое реле времени в БМА. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 13 гидропривода 13а, и в цилиндре привода переключателя 14 создается давление, под действием которого перемещается шток привода переключателя, в результате чего каретка 15 многоходового переключателя передви­ гается и подключает следующую скважину на замер.

Время замера каждой скважины устанавливается геологической службой. Работа системы рассчитана на автоматический режим и не требует постоянного обслуживающего персонала. Погрешность

измерения дебита ±2,5% при диапазоне изменения дебита скважин от 10 до 400 м3/сутки.

Для автоматизации замера продукции скважин, расположенных на месторождениях Севера, разработана установка, называемая «Спутник-A», которая отличается от ЗУГ-5 лишь отапливаемой теплоизолированной кабиной.

К недостаткам в работе ЗУГ-5, а следовательно, и «Спутника-А» следует отнести невозможность раздельного сбора чистой и обвод­ ненной нефти и невысокую точность измерения расхода жидкости расходомером турбинного типа вследствие попадания в него пузырь­ ков газа.

Вюжных районах и, в частности, на Грозненских месторождениях

ив Туркмении для измерения дебита нефтяных скважин сравни­ тельно широко применяются массовые дебитомеры. Массовый дебитомер (рис. 13) состоит' из двух измерительных сосудов 1 и 2, кача­ ющихся вокруг оси 3. Пределы качаний ограничены упорами 4 и 3.

Кзадней стенке сосудов прикреплены противовесы 6. Ось вращения 3 устанавливается таким образом, что центр тяжести пустого сосуда

лежит справа от оси и сосуд находится в вертикальном положении, опираясь на упор 4. При наполнении сосуда центр тяжести пере­ мещается влево от оси, и сосуд наклоняется до встречи с упо­ ром 5.

Нефть и пластовая вода поступают в сосуды 1 и 2 из трубы 15

взависимости от положения распределительного желоба 7, кача­ ющегося около оси 8. Полая ось 8 имеет отверстие 9, через которое жидкость тонкой струей поступает в один или другой сосуд по желобу 10. В положении, указанном на рисунке, нефть по желобам 7 и 10 поступает в сосуд 1. По достижении нефтью определенной высоты

всосуде поплавок 72, действуя на рычаг 12, перебрасывает желоб 7 на сосуд 2; в это время наполнение сосуда 1 еще продолжается по желобу 10 тонкой струей жидкости, поступающей через отверстие 9. Поверхность жидкости в сосуде 1 в это время «успокаивается». Когда масса жидкости в сосуде 1 достигнет определенного значения, сосуд опрокинется в положение, показанное пунктиром. Желоб 10

вэто время перебросится в сосуд 2. Сосуд 1 быстро опорожнится через сифон 13 и возвратится в первоначальное положение под действием противовеса 6. Для смягчения толчков, возникающих при опрокидывании сосудов, предусмотрены амортизаторы 14. Процесс наполнения и опорожнения сосуда 2 происходит аналогичным образом.

Число наполнений, а следовательно, и колебаний обоих сосудов отмечается счетным механизмом 16, показывающим массу прошедшей

Массовые дебитомеры для нефти выпускаются с объемом измери­ тельных сосудов от 0,5 до 50 л и производительностью от 0,2 до 6 м3/ч.

36

К недостаткам этих дебитомеров относится невозможность работы их под давлением; кроме того, при вязкой и парафинистой нефти точность их показаний уменьшается.

На рис. 14 приведена принципиальная схема «Спутника-В14», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаз для изме­ рения продукции скважин. К «Спутнику-В» можно' подключать максимально 14 скважин.

Рис. 14. Принципиальная схема «Спутннка-В» .

1 — распределительная батарея; 2 — емкость для шаров; з — штуцеры; 4 — трехходовые клапаны; 5 — замерная линия; 6 — трехходовые краны; 7 — коллектор обводненной нефти; в — коллектор безводной нефти; 9 — гамма-датчики нижнего и верхнего уровня жидкости; 10 — сепаратор; 11 — диафрагма; 12 — заслонка; 13 — сифон; 14 — тарированная емкость; 15 — тарированная пружина.

Измерение продукции скважин при помощи «Спутника-В» про­ исходит следующим образом.

Нефтегазовая смесь от скважин подается в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер 3, она попадает в трехходовой кла­ пан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может напра­ вляться или в линию 5 для измерения нефти и газа в сепараторе 10 или в линию 8 — общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер как обводненных, так и безводных скважин производится автоматически через определенное время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапа­ нов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощи оттарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, пода­ ющих сигнал уровней жидкости на БМВ, и плоской оттарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть + вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гаммадатчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этой массы. Дебит чистой нефти определяется путем

38

сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

Поясним это примером. Выразим массу смеси через GCM, массу нефти GH, массу воды GB. Тогда

Если обозначить pBF через массу М , то последнее выражение представится в следующем виде:

что плотности нефти и воды остаются постоянными. Таким образом, по формуле (II.5) легко найти массу нефти, так как К является известной величиной, М — то же, а масса смеси GCM, заполнившей емкость F, определяется по тарировочной кривой пружины 15. Результаты измерения пересчитываются в конкретные единицы (т/сутки) и фиксируются на соответствующих счетчиках в блоке местной автоматики.

Суточный дебит нефти каждой скважины определяется из выра­ жения

ЛS ^ H-1440

Y0—---- vTI »

где t — продолжительность замера скважины в мин.; 1440—число минут в сутках.

После того как тарированная емкость 14 наполнилась жидкостью и масса ее измерена, блок местной автоматики включает электро­

39

гидравлический привод и заслонка 12 на газовой линии прикры­ вается. В результате этого в сепараторе 10 увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавли­ вается в коллектор обводненной нефти 7. В связи с небольшим объемом тарированной емкости 14 (300 л) вся нефть, как чистая, так и обводнен..ля, направляется в коллектор 7. Замер количества газа осуществляется эпизодически диафрагмой 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти 7 через трехходовой крап 6, а измерять ее дебит можно описанным выше способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана 4.

По мере запарафинивания выкидных линий их очищают резино­ выми шарами (см. рис. 34), проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2 через равнопроходные задвижки а.

Преимуществом данной групповой замерной установки является возможность переключения продукции обводнявшихся скважин в коллектор обводненной нефти, чего нельзя сделать при использо­ вании установок ЗУГ-5 или «Спутника-А».

Недостатки «Спутника-В» заключаются в следующем.

1. Согласно приведенным выше формулам пружина 15 измеряет массу жидкости, находящейся в тарированной емкости 14, и если сепарация газа от жидкости происходит неполностью, т. е. часть пузырьков газа остается в жидкости, то точность измерения дебита скважины может существенно снизиться.

2.Применение «Спутников-В» для измерения парафинистой нефти должно быть ограниченным, так как отложения парафина в тари­ рованной емкости 14 влияют на массу измеряемой жидкости.

3.С ростом дебитов скважин и вязкости-добываемой нефти точ­ ность измерения дебитов также должна падать по причинам, изло­ женным в п. 1.

§ 5. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА НЕФТЯНОГО ГАЗА

При использовании напорных герметизированных систем нефтегазосбора с групповыми замерными установкамй, где осуществляется постоянный контроль за работой каждой скважины (особенно по нефти и воде), замерять количество газа следует эпизодически. Необходимость в эпизодических, а не постоянных замерах газа на автоматизированных замерных установках (АГЗУ, ЗУГ-5, «Спут- ник-А», «Спутник-В») связана с тем, что продукция скважин (нефть и газ) после замера на этих установках вновь смешивается и транс­ портируется по одному общему коллектору до сепаратора первой ступени или до центральной установки подготовки нефти.

Для эпизодического замера количества газа, добываемого вместе с нефтью из скважин, подсоединенных к автоматизированным груп­ повым замерным установкам, применяются обычные дифференциаль­ ные манометры и дроссельные устройства. В качестве дроссельного устройства могут применяться измерительные диафрагмы и сопла.

40