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;
через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
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.