Оборудование для замера дебита скважин

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебеты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, увеличение количества механических примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

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

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике. После замера нефть направляется в сбор ный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Продукция нефтедобывающих скважин подается на замерную установку типа «Спутник», на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Спроектированы и применяются установки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-Б40» и «Спутник-Б40-24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 7.6).

Он предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно­ определяющий про-центное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебеты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 7.6) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее - в коллектор безводной нефти 23.

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 16 а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

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 правою 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 16 а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается движение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 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-Б40-24», который отличается от «Спутника-Б40» лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».

В установке «Спутник-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большого содержания парафина. При значительном содержании парафина, смол и механических примесей они откладываются в тарированной емкости замерного устройства и снижают точность замеров.

Параметры установок типа «Спутник» приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Параметры установок типа «Спутник»

Параметры	А-16-14-400	АМ-25-10-1500	АМ-40-14-400	Б-40-14-500	ВРМ-40-400	М-40-12-400
Число подключаемых скважин						8-12
Рабочее давление, МПа	1,6	2,5
Пределы измерения по жидкости, (м /сут)	10-400	10-1500	10-400	5-400	25-400	1-400
Погрешность измерения по жидкости, %	±2

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен дин автоматического или ручного перевода продукции скважин в замер ный сепаратор (рис. 7.7).

Техническая характеристика переключателя ПСМ-1М при in

ниже:

Рабочее давление, МПа............................ 4

Диаметр патрубка, мм.

Входного............................................... 70

Общего выходного.............................. 150

Замерного............................................. 70

Число входных патрубков..................... 14

Максимальный перепад давления между

замерным патрубком и общей полостью, МПа 0,3

Напряжение питания датчика положения, В 220

Исполнение датчика положения Взрывонепроницаемый Ш1

Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 7.7 б) состоит из корпуса 21, каретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и кареткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обеспечивая герметичность замерного канала. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 7.7 а). Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения сква-

:ин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубчатой рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.

Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче импульса давления от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик

валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового щлиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня будут 1еремещаться в обратном направлении к исходному положению.

раповик с валом при этом перемещаться не будут. Герметичность в местах соединения силового цилиндра и крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и поршня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами. Датчик положения переключайUl I ПСМ служит для контроля за процессом переключения, а также ПО зволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на М мер. Корпус привода закрыт крышкой 5. Для ремонта ПСМ приме няется съемник 14.

Переключатель ПСМ работает следующим образом. По сигнал) от реле времени включается гидропривод, и в силовой цилиндр н< реключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перс м с щает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм ПО воротный патрубок с подвижной кареткой, который останавливав i11 против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение М(I ду корпусом и кареткой. Жидкость от скважины через подводят пи патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключатели И через замерный патрубок в замерную линию.

Можно подключать скважину на замер и вручную. Для ЭТОгО специальной рукояткой поворачивают вал поворотного Патрубк! И устанавливают его на необходимую скважину. Положение П0В0р01 ного патрубка определяется по стрелке, выгравированной на торЦ1 вала. Скорость перемещения поворотного патрубка невелика, и ПО этому нагрузка на подвижные детали и их износ незначительны 1 благоприятных условиях находятся и резиновые уплотнения иер< ключателя - почти все они работают при малых перепадах давлении

При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду,

в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в поворот. | патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при односторонне | высоком давлении возникает изгибающее усилие в поворотном Щ трубке, что затрудняет переключение. Поэтому не следует допуск! 11 перепадов давления в уплотнении каретки выше 0,5 МПа и тем I V | лее проводить переключение при этих условиях. В нормальных ловиях эксплуатации перепады давления в уплотнении карстип HI превышают 0,1 МПа.

В последние годы многие фирмы, в частности, конверсией i им > проводят большие работы в области создания и выпуска оборулои I ния для замера дебита продукции скважин.

Например, установка измерительная мобильная УЗМ (разработчик - ИПФ «Сибнефтеавтоматика») предназначена для измерения в автоматическом и ручном режимах количества жидкости, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин.

В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.

Одним из достоинств замерной установки является возможность проводить замеры как на низкодебитных, так и на высокодебитных

скважинах.

Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков производится при помощи электрообогревателей. Установка сертифицирована органами Госгортехнадзора РФ как средство измерения, сертификат № 0000435. Технические характеристики УЗМ:

Рабочее давление, МПа, не более...... 4,0

Диапазон измерения жидкости, т/сут 1-400

Диапазон измерения газа приведенного

к нормальным условиям, нм ³/м³ 40-20 000

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при измерении, %, не более:

Массового расхода жидкости.......... ± 2,5

Объемного расхода газа................... ± 5,0

Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при вычислении массового расхода нефти и воды 6,0

Кроме мобильной установки выпускается и стационарная установка УЗ, которая имеет аналогичные технические характеристики,

но может работать на кусте скважин, в связи с чем установка допои нительно оборудована устройством переключателя скважинных мл нифольдов.

Достаточно широкое распространение на нефтяных промыслах получили счетчики для измерения дебита скважин типа СКЖ, раз работанные НПО «НТЭС» (Татарстан).

Счетчики СКЖ предназначены для измерения при постоянных и переменных расходах массового расхода, общей массы вещества Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а общую накоп ленную массу - в килограммах. В качестве измеряемой среды можс i быть жидкость, газожидкостная смесь, например, поступающая ИЗ нефтяных скважин, растворы различных веществ, в том числе пуль пы с мелкодисперсными частицами, сжиженные газы. При измерс нии счетчиком массы жидкости в составе газожидкостной смеем I большинстве случаев не требуется предварительного разделения в на жидкость и газ. Счетчики устанавливаются на устье добывающем скважины, на групповой замерной установке, на узле сбора и под го товки нефти, в системах контроля и регулирования технологических процессов. Счетчик состоит из камерного преобразователя расход! (КПР) и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ со стоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.

Блоки измерительные имеют взрывозащищенное исполнение < уровнем взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и Moryi эксплуатироваться во взрывоопасных условиях. Он имеет норми руемые метрологические характеристики, его конструкция унифи цирована под все корпуса КПР, унифицирована под все корпуе.1 КПР, что позволяет с минимальными затратами производить замен \ измерительной части КПР в процессе проверки его метрологических характеристик или ремонта. Для измерения одновременно двух по токов жидкости в газожидкостной смеси рационально использован счетчик СКЖ, имеющий индекс модификации «Д». При этом в ОД ном из потоков допускается отсутствие газовой фазы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корму» С свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерениявеществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

Информация о расходе жидкости, накопленной массе жидкости, прошедшей через камерный преобразователь расхода, наличие нештатных ситуаций при работе счетчика обрабатывается, накапливается и выдается на дисплей или во внешнюю сеть в блоке вычислителя массы. Вычислители имеют индикатор для отображения информации или устройство считывания информации, позволяющее считывать накопленную информацию на вычислителе, а затем просмотреть ее на ПК. Вычислитель выдает нормируемый импульсный выходной сигнал для передачи информации в систему телеметрии, а также имеет интерфейс RS-232 и RS-485, что позволяет легко встраивать его в любые системы автоматизированного контроля и управления. Исполнение вычислителей БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС имеют архив истории работы счетчика, часовой, глубиной до 7 суток, и суточной, глубиной до 3 месяцев. Основная относительная погрешность преобразования числа входных импульсов в массовое число по каждому каналу у вычислителей составляет не более ± 0,1 %.

Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесены в государственный реестр под № 14189-94 и имеют сертификат Госстандарта RU.C.29065.A № 7Т22 и Патент России. Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в таблице 7.2.

Исполнение счетчика - взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости при рабочем давлении 4 МПа - не более 0, 02% по объему.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих регионах страны эксплуатируются передвижные замерные установки типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метрологического контроля средств измерения производительности нефтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомобильном прицепе.

Таблица 7.2

Техническая характеристика СКЖ

Параметры	СКЖ-30-40М2	СКЖ-60-40	скж- 60-40М	сюк- 120-40	СЮК-60-40Д	скж- 90-40Д	СКЖ 120-40
Диапазон измерения расхода, т/сутки: по первому каналу по второму каналу	До 30 Нет	До 60 Нет	До 60 Нет	До 120 Нет	До 30 До 30	До 30 До 60	Дом До 61
Максимальное рабочее давление, МПа	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Допускаемое значение кинематической вязкости жидкости, м^2/с	0,0005	0,0005	0,00015	0,00015	0,0005	0,0005	0,0001
Допускаемый предел изменения газового фактора, м^3/т	0,1-100	0,1-Ю0	0,1-50	0,1-50	0,1-100	0,1-100	0,1-51
Относительные погрешности счетчика в диапазоне измерения, % не более	2,5	2,5	2,0	2,0	2,5	2,5	2,0
Электропитание	Переменный ток 50 Гц 220 В
Масса счетчика, кг

Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и измерением времени накопления, количество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат» и диафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зависимости от величины газового фактора объемный расход попутного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно.

Содержание воды в нефти определяется влагомером ВСН-БОЗНА, PHASE DYNAMICS.

В аппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения выводится на дисплей переносного компьютера, протокол измерения распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и расположена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-Т-03-400

указано:

03 -расположение на шасси автомобиля «Урал-4320-1920»; 400 - максимальный дебит скважины, замеряемый установкой,

т/сут.

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором используется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нормальном режиме.

Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в именованных единицах массы с последующим вычислением контроллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Измерение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА. Измерение суточного объема попутного газа производится счетчиком газа типа АГАТ-1М, и результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Установки массоизмерительные состоят из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнерах, которые смонтированы для транспортабельных установок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной проходимости, для стационарных установок «АСМА» - на едином основании.

Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ. Исполнение приборов технологического отсека - искробезопасное, взрывозащищенное. Техническая характеристика установок АСМА представлена в таблице 7.3.

Параметры измеряемой среды:

- рабочее давление, МПа, не более 4,0

- вязкость, сСт, не более 500

- объемная доля воды, %, не более 99

- массовая доля серы, %, не более 2

- массовая доля мехпримесей, %, не более 0,05

-

- содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вы зывающей коррозию свыше 1,35 мм/год, не допускается

- погрешность определения, %, не более:

- среднесуточного дебита по жидкости - 2,5

- объема попутного газа - 6,0

- обводненности:

- при содержании воды в нефти 0-60% - 2,5

- при содержании воды в нефти 60-100% - 4,0

Таблица 7.4

Технические характеристики установки «АСМА»

Модификация установки	Диапазон измерения	Кол-во скважин, подключаемых к установке	Габаритные размеры, мм, не более	Масса, кг, не более
По жидкости, т/сут	По газу (в 1000 м^3/сут) при Р=1,5МПа	Длина	Ширина	Высота
НО-1-100	0,1-100	18-90					450(1
НО-8-180ПК	0,1-180	1,44-300
НО-8,10,14-180МП	0,1-180	1,44-300	8; 10; 14
МО-400-МЗПК-4, 6, 8, 10, 12	0,1-400	1,44-300	4; 6; 8; 10; 12	7550 + 5000	3250 3200	3500 3500

Примечания:

ПК - наличие переключающих клапанов

МП - наличие многоходового переключателя

МЗПК - наличие модуля запорно-переключающих клапанов.

Дата добавления: 2014-01-04