Установки для измерения дебитов при групповом сборе. Спутник Б-40
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».
18.Установки для измерения дебитов при групповом сборе. Спутник А, В.
В зависимости от конкретных промысловых условий для замера дебитов скважин. В системах сборы Н и Г применяют различные автоматизированные установки, они обеспечивают выполнения следующих операций: автоматически переключение скважин на замер, автоматическое измерение дебитов скважин, контроль за работой скважин по поступлению продукции, автоматическую блокировку скважин при возникновении аварийной ситуации. Для измерения кол-ва жидкой продукции скважин при герметизации системе сбора применяют автоматические групповые замерные установки типа «спутник»: спутник А, В, Б40.
Спутник А. предназначен для автоматического переключения скважины на замер, автоматического измерения дебита , контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. Состоит из двух блоков: замерно- подключающего и блока местной автоматизации (БМА) в котором автоматически регистрируется измеренный дебит и скважины переключаются на замер. Спутник А обеспечивает поочередное переключение на замер на строго определенное время. Недостаток: невысокая точность измерения расхода нефти расходомером, обусловленное плохой сепарацией газа в гидроциклоном сепараторе в следствии попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа и невозможность разделенного сбора чистой и обводненной нефти. Поочередное подключение скважин осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый поворот каретки переключателя обеспечивает поступление продукции через патрубок в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклоном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Объем жидкости скважины, подключенной на замер измеряется путем кратковременного пропусков жидкости через турбинный счетчик. Накопление жидкости в нижнем сосуде до заданного верхнего уровня и выпуска ее до нижнего уровня осуществляется с помощью поплавкового регулятора и заслонки на газовой линии. Всплывание поплавка вызывает закрытие газовой линии и повышение давления в сепараторе. В результате жидкость продавливается через турбины счетчик при достижение поплавком нижнего уровня заслонка открывается, давление выравнивается и продавливание жидкости прекращается. Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости, прошедших через счетчик в блоке БМА. Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА, который поворачивает каретку переключателя. Если контроль скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал. Блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения осуществляется при помощи отсекателей.
Спутник В. При измерении дебита жидкости при помощи «спутника В» считается, что плотности нефти и воды остаются постоянные. Его недостаток: при измерении парафиновой нефти отложения парафина вторированной емкости могут снизить точность определения количества жидкости. Смесь от скважин подается в распределительную батарею, где пройдя штуцер попадает в трехходовой клапан, оттуда она может направляться в линию для измерения объемов Н и Г в сепараторе или в линию общую для безводной нефти, поступающую со всех скважин и обводненные и необводненные скважины переключаются на замер автоматически. Количество жидкости, попавшей в сепаратор измеряется при помощи вторированой емкости, гамма датчиков, подающей сигнал уровней на БМА и пружины. Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости в накапливаемом объеме между гамма- датчиками и регестрации времени этого накопления. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которое занимала бы этот объем. Результаты измерения фиксируются БМА. После заполнения вторированной емкости и измерения, заслонка на газовой линии закрывается . в сепараторе увеличивается давление и жидкость через сифон идет в коллектор обводненной нефти. В связи с небольшим объемом емкости, вся нефть и чистая и обводненная направляется в коллектор обводненной нефти. Количество газа измеряется эпизодически при помощи диафрагмы, при обводнении одной из скважин ее подключают к коллектору обводненной нефти, а дебит измеряют при помощи переключающего клапана. По мере запарафинирования выкидных линий их очищают резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважины до емкости.