7. Замер дебита скважин на автоматизированной гзу

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).

Замерно-переключающий блок содержит :

• многоходовый переключатель скважин (ПСМ);

• гидравлический привод ГП-1;

• замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;

• турбинный счетчик ТОР;

• соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Процесс работы установок заключается в следующем .

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек  (18)  поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор  (5), а продукция остальных скважин  направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2),  обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25). Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя  и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.   Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров   выставляется  с  диспетчерского  пульта промысла.  Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Установка может работать в трех режимах;

1. через сепаратор на ручном режиме;

2. через сепаратор на автоматическом управлении;

3. через обводной трубопровод (байпасную линию);

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо

• закрыть задвижки  (20)  пропарочных и факельных линий.

• открыть краны  под электроконтактным и показывающими манометрами,

• закрыть кран  ЗКС  (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на  ручном управлении произвести следующие операции:

• закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)

• открыть задвижки первого ряда (18)  и задвижку (28) на выходе ПСМ.

• закрыть задвижки второго ряда (19)

• производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита  нефтяных скважин на групповых установках.   

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

• открыть задвижку (24)

• открыть задвижки второго ряда (19)

• закрыть задвижки первого ряда (18)

• установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами

• закрыть задвижку (23)

• стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан

• установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

-произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии). -включить блок питания установки, затем тумблером  СЕТЬ включить блок БУИ Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой  СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.

• поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1  КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА

• замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал.  1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а  ПСМ переключится на следующую скважину.

• открыть задвижки первого ряда (18)

• открыть задвижки (28,22,23)

• закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.

• открыть краны под манометрами. 

• задвижки (26), (20) должны быть закрыты.   

Техническое обслуживание.

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

• при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

*проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики) *проверка герметичности наружных фланцев. *проверка герметичности технологического оборудования. *проверка герметичности соединения ГП-1М  и  других приборов. *средств автоматики. *проверка давления в сепараторе. *проверка предохранительного клапана. *проверка работы регулятора расхода и заслонки. *проверка фиксации каретки ПСМ. *слив грязи из замерного сепаратора. *уборка помещений от грязи.

• один раз в три месяца.

*проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров). *проверка контактов реле и магнитных пускателей. *проверка хода рейки ПСМ. *проверка хода и фиксации каретки ПСМ. *осмотр трущихся частей регулятора расхода. *проверка герметичности каретки ПСМ. *проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

• один раз в шесть месяцев.

*проверка датчика положения ПСМ. *проверка работы ПСМ *проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии) *осмотр уплотнений средств автоматики.

В ОАО «СН-ННГ» наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :

• 40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;

• 10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;

• 400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.

Кроме установки «Спутник–А», применяются установки «Спутник–Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.