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.

20 Приборы для измерения температуры.

Для измерения температуры применяются различные термометры. Наибольшее применение на нефтяных месторождениях получили:

1. расширения

2. манометрические

3. термоэлектрические пирометры.

Расширения

Действие основано на свойстве жидкости изменять свой объём с изменением температуры. Наибольшее распространение: ртутные (палочные и с вложенной шкалой). Палочные – толстостенный капилляр, нижняя часть которого образует термобаллон; с вложенной шкалой- имеют тонкостенный капилляр с термобаллоном, который вместе с пластинкой-шкалой запаяны в толстостенную стеклянную защитную трубку. Существуют спиртовые термометры для измерения низких температур.

Манометрические

Работа основана на изменении под действием температуры величины давления жидкости, газа или пара в герметически замкнутом объёме.

В качестве датчика используют устройство, состоящее из стального или латунного термобаллона, помещенного в защитную гильзу с зажимом.

Термобаллон соединен с чувствительным элементом - полой спиралью вторичного прибора с помощью стальной или медной капиллярной трубки.

Термобаллон заполнен жидкостью или газом. При изменении температуры на месте установки термобаллона изменяется давление находящееся в нем вещества. Это изменение через капиллярную трубку передаётся чувствительному элементу.

В зависимости от используемого вещества:

1. жидкостные (ртуть, ксилол, мет-ый спирт)

2. паровые (бензол, ацетон)

3. газовые (He, N)

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: