Стационарные замерные установки

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

Автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита продукции скважин. В ОАО «Сургут­нефтегаз» применяются стационарные и передвижные замерные установки.

Автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ»

Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Замерно-переключающий блок содержит многоходовой 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 монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Продукция скважин по выкидным линиям проходит обратный клапан, задвижку и поступает в многоходовой переключатель скважин типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя через ПСМ, направляется в сборный коллектор.

Продукция со скважины, подключенной на замер, поступает в гидро­циклонный двухемкостный сепаратор. В верхней емкости газ отделяется от нефти. Дегазированная нефть с пластовой водой сливается из верхней емкости в нижнюю и накапливается в ней. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и по дости­жении верхнего заданного уровня воздействует на газовую заслонку, установленную на газовой линии из верхней емкости, которая при этом закрывается. После этого давление в емкости повышается, под воз­действием разницы давления в сепараторе и нефтесборном коллекторе происходит открытие клапана регулятора расхода и из нижней емкости жидкость начинает вытесняться через турбинный счетчик ТОР-1. При до­стижении нижнего уровня поплавком газовая заслонка открывается, дав­ление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в замерной емкости. Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется механическим счетным устройством счетчика ТОР, импульсы от которого поступают на вход контроллера системы телемеханики и передаются на диспетчерский пульт.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически по­средством гидропривода по программе, заданной на диспетчерском пульте системы телемеханики.

При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра ВЭ-1рб (или аналогичного) по системе телемеханики на диспетчерский пункт вы­дается сигнал аварии.

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее часто применяются установки типа «Спутник» АМ-40-10(8;14)-400,

где: 40 – максимальное рабочее давление, кг/см²;

10 или 8 или 14 – количество подключаемых скважин;

400 – максимальная производительность по жидкости, м³/сут.

Реже используются установки «Спутник» АМ-20-10(8;14)-1500, «Спутник» АМ-25-10(8;14)-1500, «Спутник» АМ-40-10(8;14)-1500.

Автоматизация, метрология, вычислительная техника и связь

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

Принципиальная схема блока технологического к «Спутнику» АМ-25(40)-1500

....

Линии потока нефти и газа Линии связи пневматические Линии связи электрические

1. Переключатель скважин ПСМ

2. Обогревать электрический

3. Гидропривод

4. 3аслонка

5. Клапан предохранительный

6. Сепаратор замерный

7. Регулятор расхода

8. Счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50

9. Клапан обратный

10. Байпас

11. Манометр электроконтактный

12. Вентилятор

13. Трубопровод общий

14. Блок управления и индикации 15-53. Задвижки

Автоматизированные групповые замерные установки нового типа «ОЗНА – Массомер-Е», «ОЗНА – Массомер-К», «Мера-ММ»

Основанием для внедрения замерных установок нового типа явилось принятие ГОСТ Р 8.615-2005, в котором приведены требования к набору из­меряемых параметров дебита скважин и необходимой точности измерений. Данные установки сертифицированы, имеют весь пакет разрешительных документов и осуществляют трехфазное измерение продукции добываю­щих скважин – нефть, вода, газ. В соответствии с описаниями типа и МВИ установки должны обеспечивать следующие значения погрешностей:

– массы сырой нефти ±2,5%;

– массы нефти с содержанием воды до: 70% ± 6,0%; 95% ± 15,0%; свыше 95% – согласно МВИ;

– объема нефтяного газа ±5,0%.

Конструктивно-замерные установки нового типа «Массомер-Е» пред­ставляют собой серийно выпускаемые ранее АГЗУ «Спутник» с дополнительно установленными массовыми кориолисовыми расходомерами Micro Motion F-200 производства компании «Емерсон» (США) на нефтяной и газовой линиях. Помимо этого замерная установка оснащена влагомером (Phase Dynamics или ВСН2) для оперативного измерения обводненности продукции скважин и дополнительным контроллером для обработки результатов изме­рения, установленным в блоке автоматики. Установка сохранила циклический способ измерения дебита и счетчик ТОР для снятия ручных замеров.

Рис. 32. «ОЗНА – Массомер-Е»

Конструктивно-замерные установки нового типа «Массомер-К» пред­ставляют собой модификацию серийно выпускаемых ранее АГЗУ «Спутник» с дополнительно установленным массовым кориолисовым расходомерам

Micro Motion F-200 на газовой линии. Замер дебита жидкости осуществляется счетчиком ТОР. Замерная установка оснащена контроллером для обработки результатов измерения, установленным в блоке автоматики. Параметры, не­обходимые для расчета массы нефти (обводненность, измеренная по отобран­ным пробам в лаборатории ЦНИПР, плотность нефти и воды в нормальных условиях), передаются на контроллер замерной установки через систему теле­механики. Установка сохранила циклический способ измерения дебита.

Дата добавления: 2015-06-04