Установки для измерения дебитов при групповом сборе

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

В настоящее время разработаны и широко применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин: «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-В», описание которых приведено ниже.

На рисунке 3.1 дана принципиальная технологическая схема наиболее совершенной установки данной серии — «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиалом ВНИИКАнефгегаз.

Рисунок 3.1 — Технологическая схема «Спутника – Б – 40 – 14 – 500»

1 — обратные клапана; 2 — задвижки; 3 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 4 — ротрный переключатель скважин; 5 — замерная линия; 6 — общая линия; 7 — отсекатель; 8 — коллектор обводненности нефти; 9 и 12 — задвижки закрытые; 10 и 11 — задвижки открытые; 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регуляор перепада давления; 15 — расходометр газа; 16 и 16а — золотники; 17 — поплавок; 18 — расходометр жидкости; 19 — поршневой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидропривод; 22 — электродвигатель; 23 — сборный коллектор; М — выкидные линии от скважин

«Спутник-Б-40» предназначен: для автоматического переключения скважин на замер; автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику»; контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

«Спутник-Б-40» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. «Спутник-Б-40» работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА.

«Спутники-Б-40А» выпускаются на рабочее давление от 1.5 до 4 МПа на максимальную производительность скважины по жидкости 400 м³/сут и вязкость жидкости не более 80 сст. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости «Спутником-Б-40» колеблется в пределах ± 2.5 %. Блоки «Спутника-Б-40» могут быть обогреваемыми, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов, имеющих низкие температуры окружающей среды.

При помощи «Спутника Б-40» можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, скважины обводнились, а остальные двенадцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на поршневой клапан.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом.

Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Разработан также «Спутник Б-40-24», который отличается от «Спутника Б-40» лишь числом подключаемых скважин — к нему можно подключить 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника Б-40».

Турбинный расходомер. Дебиты жидкости (нефть, нефть + вода) скважин, подключенных к «Спутнику Б-40», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа, разработанных Октябрьским филиалом ВНИИКАнефтегаза. Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в «Спутнике Б-40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры ТОР-1 (рисунок 3.2) состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.

Рисунок 3.2 — Расходометр жидкости ТОР – 1

1 — сварной корпус; 2 — обтекатель; 3 — магнитно-индукционный датчик; 4 — экраноотражатель; 5 — понижающий зубчатый редуктор; 6 — перегородки; 7 — электромагнитный датчик; 8 — механический счетчик; 9 — диск с магнитами; 10 — магнитная муфта; 11 — крыльчатка; 12 — крышка; 13 — регулитующая лопатка

Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса 1 и обтекатель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости экраном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шкалой (цена деления 0.005 м³). Одновременно со стрелкой механического счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м³/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м³/ч — ± 5 %, от 5 до 30 м³/ч — ± 2.5 %. В реальных условиях из-за плохой сепарации эта погрешность может достигать большой величины.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показаниями датчика влагомера.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И НЕФТИ

Наибольшее получил один из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость , тогда как диэлектрическая проницаемость минерализованных вод достигает . Такая разница в диэлектрической проницаемости воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь.

Унифицированный влагомер данного типа для нефти (УВН) позволяет непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2.5 до 4 %.

Схема емкостного датчика приведена на рисунке 3.3. На верхнем отводе датчика показан вывод для замера емкости конденсатора, а на нижнем отводе — подключение электротермометра Т с температурным мостом. Для защиты от коррозии и отложений парафина корпус покрывают изнутри эпоксидной смолой или бакелитовым лаком. На верхнем фланце 6 монтируется внутренний электрод 3, особенностью которого является наличие регулятора его длины, действующего при помощи вращающегося штока. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верхнему фланцу 6.. Внутри стеклянной трубы на длине 200 мм наносится распылением слой серебра, являющегося внутренним электродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком, можно выдвигать из электрода на требуемую длину металлический цилиндрик 9, контактирующий с серебрянным покрытием, таким образом, настраивать влагомер на измерение различных сортов нефти с различной обводненностью. Шкала влагомера, находящаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды. На точность измерения этим прибором количества пластовой воды и нефти значительное влияние оказывают: 1) изменение температуры нефтеводяной смеси; 2) степень однородности смеси; 3) содержание пузырьков газа в потоке жидкости и 4) напряженность электрического поля в датчике.

Рисунок 3.3 — Емкостной датчик влагомера УВН – 2

1 — сварной корпус; 2 — стеклянная труба; 3 — электрод; 4 — регулятор длины электрода (шток); 5 — штурвал; 6 и 10 — верхний и нижний фланцы соответственно; 7 — стальная труба; 8 — кольцо для крепления стеклянной трубы; 9 — металлический цилиндрик

Для более точного измерения содержания воды в нефти необходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с нефтью ( ), и поток жидкости перед поступлением в датчик тщательно перемешивать для достижения однородности смеси, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний прибора.

Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении и должен пропускать через себя всю жидкую (нефть + вода) продукцию скважины.

Измерение количества газа на всех «Спутниках» проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1 с максимальной относительной погрешностью измерения в диапазоне расходов: 5 — 10 — ± 4 %, 10 — 100 — ± 2.5 %.

Регистрация расходов газа осуществляется как на интегрирующих счетчиках, так и на самопишущих приборах.

Дата добавления: 2015-07-13