Гзу в нефтяной промышленности – Групповая замерная установка

Содержание

Burenie Слинкина / Для ТПАП из интернета / ГЗУ

Cбор и замеры добычи нефти на групповой замерной установке

 

Общие сведения

ГЗУ  предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль  над  работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

 

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут  и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

 

 

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

 

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

 Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек  (18)  поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор  (5), а продукция остальных скважин  направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2),  обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя  и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.   Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров   выставляется  с  диспетчерского  пульта промысла. 

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

studfiles.net

ООО «Завод «Нефтегазоборудование» - Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ)

Измерения, выполняемые установкой, соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 для выполнения измерений по отдельным скважинам.

Назначение автоматизированной замерной:

Автоматизированные замерные установки предназначены для периодического измерения методом прямых и косвенных измерений количества сырой нефти и свободного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин и дальнейшей аппаратно-программной обработки результатов измерений с целью их накапливания, архивирования и обеспечения  передачи в систему телеметрии по каналам связи, установленным пользователями.

 

 

Состав изделия:

В зависимости от исполнения в состав автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) могут входить от одного до двух приборов для измерения расхода жидкости и газа следующих моделей:

  • счетчики расходомеры массовые MICRO MOTION, серий F, CMF, T, R  Ду 15 мм – 150 мм;
  • расходомеры массовые PROMASS Ду 8 мм – 250 мм;
  • счетчики расходомеры массовые ROTAMASS модификаций RCCS, RCCT, RCCF;
  • расходомеры массовые SFC;
  • расходомеры массовые MASSFLO.

Допускается применение других моделей расходомеров, удовлетворяющих следующим условиям:

  1. Наличие Сертификата об утверждении типа средства измерения.
  2. Обеспечение заявленных пределов измерения.
  3. Обеспечение допустимой относительной погрешности измерения параметров в составе измерительной установки в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Переключение скважин в установках осуществляется одним из способов:

  1. Трехходовыми шаровыми кранами с электроприводами;
  2. переключателем скважин многоходовым ПСМ.

Разделение продукции скважин на газ и жидкость (нефть+вода) осуществляется нефтегазовыми сепараторами. Количество подключаемых скважин к установке от 1 до 14 шт.

Технические характеристики

Номинальное значение массового среднесуточного расхода сырой нефти в зависимости от варианта исполнения, т/сут.

от 1 до 300

Номинальное значение объемного среднесуточного расхода газа, м3/сут., (приведенные к норм. условиям)

до 2 500 000

Рабочее давление, МПа

до 16

Количество подключаемых скважин, шт.

от 1 до 14

Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее

50

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения согласно ГОСТ 8.615-2005

 

- массы сырой нефти, %

± 2,5

- объёма свободного нефтяного газа, %

±5

- массы сырой нефти без учета воды, при содержании воды в нефти в объемных долях, %,

до 70%

от 70 до 95%

свыше 95%

 

 

±6

±15

В соответствии с аттестованной МВИ

Параметры питания электрических цепей

 

- род тока

переменный

- напряжение, В

380/220

- допустимое отклонение напряжения, %

от -15 до +10

- частота переменного тока, Гц

50+1

- потребляемая мощность, кВт, не более

10

Климатические условия

 

- температура окружающего воздуха, ˚С

от 5 до 90

- кинематическая вязкость при 20˚С, м2

от 1*10-6 до120*10-6

- содержание серистых соединений в массовой доле, %, не более

3

- содержание сероводорода, объемное, %, не более

2

- содержание воды в жидкости, объемная доля, %

от 0 до 100

- содержание механических примесей, г/л, не более

5

- класс взрывоопасной зоны помещения технологического

В-1А

- класс взрывоопасной зоны блока автоматики

невзрывоопасная

Габаритные размеры установки

 

Технологическое помещение

длина, мм

ширина, мм

высота, мм

масса, кг

 

от 3135 до 6170

3000

3830

от 3500 до 7200

Блок автоматики

длина, мм

ширина, мм

высота, мм

масса, кг

 

2000

2850

2735

1160

 

Узнать стоимость автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ можно заполнив форму ниже. Наши менеджеры свяжутся с вами в ближайшее время.

ngosar.ru

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник». — Добыча нефти и газа

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

 ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками  и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.  

  Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

  ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком  электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

  • Спутник AM 40-8-400
  • Спутник AM 40-10-400
  • Спутник AM 40-14-400
  • Спутник Б 40-14-400

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

 

 

AM 40-8-400 AM 40-10-400

AM 40-14-400

Б 40-14-400

Количество подключаемых скважин

8

10

14

14

Пропускная способность, м3/сут.

1-400

1-400

1-400

1-400

Рабочее давление, МПа

4,0

4,0

4,0

4,0

Г азосодержание нефти при обводненности до 5%, нм3/т

60

60

60

60

Кинематическая вязкость нефти, м2 /с

до 120x10т6

до 120x10т6

до 120x10т6

до 120xia6

Обводненность, %, в пределах

от 0 до 98

от 0 до 98

от 0 до 98

от 0 до 98

Содержание парафина, объемное, %

до 7

до 7

до 7

до 7

Содержание сероводорода, объемное, %

до 2

до 2

до 2

до 2

Температура рабочей среды, °С,

от +5 до +70

от +5 до +70

от +5 до +70

от +5 до +70

Количество механических примесей, мг/л.

не более 3000

не более 3000

не более 3000

не более 3000

Размер механических примесей, мм,

не более 5

не более 5

не более 5

не более 5

Погрешность измерения, %

±2,5

±2,5

±2,5

±2,5

Потребляемая мощность, кВт,

до 10

ДО 10

до 10

до 10

Габаритные размеры, мм -технологического блока -аппаратурного блока

5350*3200*2650 1960x1730x2350

5850x3200x2650

1960x1730x2350

6350x3200x2650

1960x1730x2350

6350x3200x2650

1960x1730x2350

Масса, кг, не более -технологического блока -аппаратурного блока

5970

1020

6455

1020

7900

1020

7900

1020

«Устройство АГЗУ»

АГЗУ состоит из двух отдельных блоков:

технологического блока,

аппаратурного блока.

В технологическом блоке производится измерение дебита скважин.

Технологический блок АГЗУ оборудован обогревателем, освещением, принудительной вентиляцией, сигнализацией отклонения от норм значения давления. Все электрооборудование технологического блока выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Класс взрывоопасности технологического блока — В-1а(т.е. образование взрывоопасных смесей возможно только в аварийных ситуациях).

В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки.

Класс аппаратурного помещения — обыкновенный, поэтому аппаратурный блок должен устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от технологического блока, т.е. вне взрывоопасной зоны.

Технологический блок.

Выкидные линии скважин, подключаемых к АГЗУ, подсоединяются к входным патрубкам технологического блока через обратные клапаны.

Клапаны устанавливаются на трубопроводах в горизонтальном положении в соответствии с маркировкой «верх» на корпусе. При этом среда подается под захлопку по направлению стрелки на патрубке клапана и проходит через клапан, поднимая захлопку. При прекращении движения жидкости, захлопка под действием собственной массы и среды опускается на седло, предотвращая обратный ток жидкости.

 


В технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.

Для аварийного сброса давления и разрядки ёмкости предусмотрена линия сброса 15, отводящая газ в атмосферу, а жидкость в дренажную линию.

ПСМ — переключатель скважин многоходовой.

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер.

ПСМ состоит из корпуса с патрубками 1, крышки 2 с измерительным патрубком, вала 3, поршневого привода 4 с зубчатой рейкой 5, датчика положения 6, указателя положения 7, угольника (поворотного патрубка) 8 и подвижной каретки 9.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ, и направляется на замер в ёмкость сепарационную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

Подвижная каретка состоит из корпуса 10. втулки 11, посаженных на осях роликов 12, резинового уплотнения 13.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемешаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между релиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ. и направляется на замер в емкость сепарациоиную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

 

 

 

 

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса 1, закрепленного на крышке ПСМ. силового цилиндра 2 с крышкой 3, поршня 4, пружины 5 и зубчатой рейки б, составляющей одно целое со штоком поршня 7.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Регулировка длины хода зубчатой рейки, а. следовательно, и угла поворота вала ПСМ, осуществляется с помощью регулировочного винта 8, доступ к которому закрыт винтовой заглушкой 9.

 

Вручную ПСМ переключается при помощи специальной рукоятки 10. В автоматическом режиме при подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра, поршень с рейкой перемещается и поворачивает шестерню 11, а вместе с ней и храповик с валом переключателя.

После выключения гидропривода поршень вместе с рейкой и шестерней возвращаются в исходное положение под действием пружины, а вал ПСМ, за счет храпового механизма, остается на месте.

Внутри корпуса ПСМ крепится датчик положения поворотного патрубка, а на валу крепится указатель с постоянным магнитом.

Сигнал от датчика положения поступает в блок автоматики, где определяется номер скважины, установленной на замер.

 

Характеристики ПСМ

 

Ха 2.954.034

Ха 2.954.008

Рабочее давление, МПа, не более

4,0

4,0

Диаметр входных патрубков, мм

50

80 (50)

Диаметр общего выходного патрубка, мм

100

150

Количество подключаемых трубопроводов

8

8,10,14

Максимальный перепад давления между замерным и общим трубопроводами, МПа, не более

0,12

0,12

Диаметр измерительного патрубка, мм

50

80

Напряжение питания датчика положения, В

24

24

Род тока

постоянный

постоянный

Диапазон температуры окружающей среды, °С

От +5 до +50

От +5 до +50

Относительная влажность окружающей среды при температуре +20 °С, %, не более

80

80

Габаритные размеры, мм, не более:

- диаметр

501

570

- высота

665

902

Масса, кг, не более

75

248

 

Похожие статьи:

РЭНГМ → Освоение скважин. Булатов А.И. и др.

РЭНГМ → Электрометрическая геология песчанных тел-литологических ловушек нефти и газа. Муромцев В.С.

РЭНГМ → Справочник по станкам качалкам

РЭНГМ → Оборудование нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и его эксплуатация

Бурение → Предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и использования

rengm.ru

Измерение продукции нефтяных скважин. Автоматизированные групповые замерные установки.

 

Измерение продукции скважин имеет исключительно большое значение в разработке нефтяных месторождений. Оно необходимо для контроля и регулирования процесса разработки. Измерение продукции скважин в высоконапорной герметизированной системе сбора осуществляется стационарными автоматизированными устройствами, которые получили название «Спутник». Разработаны несколько технологических схем «Спутника». Они подразделяются на схемы: с запорным устройством на газовой линии; с запорным устройством на нефтяной линии.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-A» предназначены для периодического определения в автоматическом режиме дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за их подачей. Существует несколько модификаций этих установок с объемным и массовым способами измерения дебита скважин.

Спутник А состоит из двух блоков: 1) замерно-сепарационного блока; 2) блока управления.

Продукция скважин по выкидным линиям ВЛ, последовательно проходя через обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, затем по общему нефтегазосборному коллектору попадает в сборный коллектор, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод отводится в двух емкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по отдельному трубопроводу проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и снова поступает в общий сборный коллектор.

Сепарация нефти и газа начинается в одноточном гидроциклоне, в который поступает продукция скважины, подключенной на замер. Гидроциклон представляет собой вертикальную трубу с тангенциальным нисходящим вводом нефтегазового потока. Скорость ввода потока в гидроциклон регулируется от 10 до 30 м/с специальными насадками, установленными на входном патрубке. В гидроциклоне под действием центробежной силы, возникающей за счет вращательного движения потока, жидкость, имеющая большую плотность, чем газ, отбрасывается к стенкам, а газ выделяется в центральную часть. В нижней части гидроциклона перед поворотом установлено переточное устройство, которое обеспечивает переток нефти вдоль стенки из верхней части трубы в нижнюю часть так, чтобы не происходило смешение жидкости и газа.

Верхняя технологическая емкость предназначена только для сепарации. В ней имеется наклонная полка, на которую попадает жидкость из гидроциклона и стекает по ней тонким слоем. Это способствует всплытию мелких пузырьков окклюдированного газа из жидкости. Далее жидкость по трубе перетекает в нижнюю технологическую емкость, где, также пройдя наклонную полку, накапливается внизу. Из нижней технологической емкости жидкость периодически выводится и замеряется в турбинном счетчике ТОР-1. Управление процессом периодического вывода жидкости из сепаратора осуществляется регулятором уровня и поворотным затвором.

Газ, который выделяется в гидроциклоне и в емкостях, периодически выводится в систему сбора. Периодичность вывода обусловлена участием газа в выталкивании жидкости из нижней емкости. Верхняя и нижняя емкости между собой соединены патрубком для перепуска газа, выделившегося в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, сигналы на этот блок поступают от турбинного расходомера ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель насоса НШ и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1М под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

В установке «Спутник-A» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчика ТОР-1.

На установке «Спутник-Б» принцип измерения продукции скважины тот же, что на установке «Спутник-A». Отличительной особенностью являются:

• «Спутник-Б» снабжен насосом-дозатором для ввода жидких химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии) в продукцию скважины и баком для хранения химического реагента;

• предусмотрена возможность установки счетчика газа «АГАТ» для измерения количества попутного газа.

 

 

Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важное значение для контроля и реглирования разработки месторождений, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока по-разному.

1. При самотечнй системе сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием учет продукции скважин выполняют операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже- при помощи водомерного стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически.

На групповых замерно-сепарационных установках количество газа замеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора. Количество нефти и воды по скважинам замеряют переодически - от одного раза в сутки до одного раза в три-пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Для измерения производительности скважин по измерению уровней нефти и воды в мернике пользуются следующими формулами:

- объем 1 см высоты цилинрического мерника равен

где D- внутренний диаметр мерника в м;

- объем нефти, поступающий в мерник

- объем воды, поступающей в мерник

Если наполнение мерника продолжалось tминут, то суточная производительность скважины составит:

- по нефти

- по воде

где 1440- число минут в сутках4

Чтобы ускорить измерения производительности скважин по уровню в мернике на каждый мерник составляют отдельную таблицу объемов.

2. Измерение продукции скважин при герметизированной системе сбора долгое время осуществлялось путем ручного переключения задвижек, размещенных на распределительных батареях, что являлось одной из причин, сдерживавших внедрение этой системы в практику НГДУ. В настоящее время разработаны и широко применяются автоматические устройства по замеру продукции скважин:спутник-А,Спутник-Б, Спутник- В.

Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер,автоматического измерения дебита скважин,подключенного к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Спутник А 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 А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Спутник А выпускается на рабочее давление 15,7*10^5 Па и 39,3*10^5Па, на максимальную производитеьность скважин по жидкости 400 м3/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт.Паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником А колеблется в пределах ±2,5%.Блоки Спутника А могут быть обогреваемы и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатками Спутника А является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклоннрм сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Спутник В предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита ссвободного газа.

Недостаток Спутника В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер позаданной программе и автоматического измерения дебита по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На Спутнике Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воы в потоке; так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи Спутника Б40, так же как Спутника Б и Спутника А, можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Разработан также Спутник Б40-24, который отличается от Спутника Б40 лищь числом подключенных скважин- к нему можно подключить 24 скважины.

 


Похожие статьи:

poznayka.org

Групповая замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Групповая замерная установка

Cтраница 1

Групповая замерная установка Спутник - Б предназначена для раздельного определения дебитов нефти, воды и газа.  [1]

Групповые замерные установки предназначаются для автоматического поочередного измерения дебитов подключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устройством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке.  [2]

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.  [3]

Групповые замерные установки, кроме устройств для замера дебитов скважин и объема чистой нефти, газа и жидкости, оснащаются средствами защиты при аварийных ситуациях, устройствами переключения скважин и др. Устройствами автоматики для регулирования давления и уровня жидкости оснащены сепарационные установки, нефтяные резервуары. Насосные и компрессорные установки также оснащены средствами автоматики по контролю параметров работы оборудования, измерению объемов перекачиваемой продукции, по предотвращению аварий. Средствами автоматики оснащаются и другие промысловые объекты.  [4]

Групповые замерные установки служат для замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту.  [5]

Групповые замерные установки ( ГЗУ) работает, как правило, по следу идеи схеме. Исключение составляет ГЗУ Спутник-BMP с одновременным измерением дебита всех окппкин. Таким образом, ГЗУ отличаются устройствами, коммутирующий скваяины, устройствами измерения дебита скважин и блоками автоматики и управления, осуществляющими переключение еква-мин на замер, учет работы замерного устройства и автоматическую еащиту ГЗУ пр аварийных ситуациях.  [6]

Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин.  [8]

Групповая замерная установка состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и блока автоматики.  [9]

Групповая замерная установка Спутник - Б предназначена для раздельного определения дебитов нефти, воды и газа. В таких установках для измерения дебита газа на газовой линии установлен турбинный счетчик Агат, а после расходомера Тор - влагомер типа УВН. Таз, прошедший через счетчик, вновь поступает в общий коллектор, а незначительная его часть используется для питания пневматических силовых устройств. Кроме того, установка снабжена устройством для ловли шарЬв, предназначенных для очистки трубопроводов от парафина, и двигающихся от скважин за счет напора жидкости.  [10]

Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Они предназначаются для замера дебита нефти, воды и газа, поступающих по выкидным линиям из скважин.  [11]

Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин.  [13]

Групповая замерная установка Спутник-А, обеспечивающая периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти. На рис. 102 показана типовая структурная схема такой установки. Продукция от нескольких скважин ( до 14) поступает через задвижки 2 в многоходовый переключатель скважин ( ПСМ) 1, который соединен с замер-ным патрубком 4 и с общим рабочим коллектором в, снабженными отсекателями 5, По замерному патрубку продукция одной ля подключенных скважин направляется в гидроциклонный сепаратор 7, затем в турбинный счетчик типа Тор и возвращается в общий рабочий коллектор. В это время продукция всех остальных скважин через переключатель / поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Таким образом, периодически измеряется дебит каждой из скважин.  [14]

Групповая замерная установка ЗУГ-5 ( однотрубный вариант) состоит из многоходового переключателя скважин типа ПСМ, замерного блока ( включающего сепаратор и турбинный расходомер нефти типа ТОР), отключающих и отсекающих устройств, блока местной автоматики. Опытно-промышленная КССУ состоит из Двух горизонтальных цилиндрических сепараторов объемом 80 м3, диаметром 3 м и длиной 11м каждый, соединенных между собой параллельно и снабженных средствами автоматизации; смесительного устройства; расходомеров для замера количества нефти, воды и газа; насосного блока и щита автоматического контроля и управления рабодой установки. Внутренние полости совмещенных сепараторов оснащены каплеулавливателем, предназначенным для очистки газа от капельной жидкости и специальными патрубками для отбора частично обезвоженной нефти и дренажа балластной воды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

7. Технологический процесс добычи нефти. Схема сбора и транспорта нефти и газа на нефтепромысле.

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию – смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом. В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие операции:

  1. сбор и замер продукции скважин;

  2. отделение (сепарация) нефти от газа;

  3. освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;

  4. транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

  5. обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев её обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из неё лёгких углеводородов;

  6. удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

  7. учёт добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Примерная схема движения:

От каждой скважины на кусте идёт выкидной нефтепровод (труба, диаметром от 89 до 114мм., толщина стенки 5 мм.) до АГЗУ.

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; здесь происходит дегазация нефти, а также измерение количества поступаемой с каждой скважины продукции.

Далее, с АГЗУ идёт нефтепровод – коллектор на дожимную насосную станцию (ДНС), где продукция попадает в УБС (установка блочная сепарационная), выбрасывается грязь, отделяется газ, который по газопроводу идёт на газокомпрессорную станцию, остальное же по нефтепроводу поступает на установку по подготовке нефти (УПН).

8. Технологический процесс добычи природного газа.

Добыча природного газа происходит только способом фонтанной эксплуатации скважин. Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъёмные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твёрдых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъёмные трубы и затрубное пространство.

Работа газовой скважины контролируется путём соответствующих замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований.

Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твёрдых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответствующей подготовки его для дальнейшего транспортирования поступает в магистральный газопровод.

9. Подготовка нефти на промыслах.

При перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией. Нефтяные эмульсии в большинстве случаев обладают высокой стойкостью. Простым отстоем отделить воду от нефти в них невозможно и для этого приходится прибегать к специальной обработке эмульсии.

Процесс подготовки нефти для её переработки условно разделяется на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два этапа: первый – слияние капель диспергированной воды и второй – осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно осуществлять тепловым, химическим или электрическим способом.

Тепловой способ деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии её вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или трубчатых печах.

Химический способ основан на воздействии химическими реагентами-деэмульгаторами на составные части эмульсии – нефть и воду.

В качестве деэмульгаторов используют различные неионогенные ПАВ, изготовляемые на основе окиси этилена. Расход этих деэмульгаторов небольшой – от 30 до 100 г на 1т обработанной нефти.

При введении в эмульсионную нефть, деэмульгатор, вследствие растворимости в обеих фазах эмульсии, свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает плёнки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода – нефть, что способствует разложению эмульсии.

Электрический способ разрушения эмульсии основан на появлении разноимённых электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, на взаимном притяжении этих капелек и разрушении плёнок нефти между этими капельками в результате действия переменного или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает электроток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым электродом являются стенки сосуда, заземлённые и соединённые с трансформатором напряжения. Эмульсия, при прокачивании между электродами, разрушается, освобождённые капельки воды соединяются в более крупные частички, и вода постепенно оседает на дно сосуда.

Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации нефти почти не применяют. Обычно, деэмульсацию осуществляют комбинированным способом.

Обессоливание нефти достигается пропусканием её через слой пресной воды, в результате чего соли растворяются и удаляются вместе с водой.

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от неё лёгких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения лёгких углеводородов из нефти, последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, лёгкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки.

studfiles.net

Системы сбора и подготовки нефти и газ. Выкидные линии, гзу, нефтесборный коллектор, днс, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного

· давлением на устье скважин,

· давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Добытая из недр земли механизированным (ЭЦН, ШГН) или фонтанным способом продукция отводится от скважин по выкидным линиям к ГЗУ, откуда по нефтесборным коллекторам поступает на ДНС или УПСВ, где проходит предварительное обезвоживание и первую ступень сепарации. Далее по напорным нефтепроводам продукция скважин поступает на ЦПС (ЦППН), где подвергается дальнейшей сепарации и подготовке. Подготовленная нефть передается в  НПС.

Выкидная линия — промысловый нефтепровод от скважины до замерной установки (АГЗУ, ГЗУ).

 

АГЗУ-блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин.

Функциональное назначение установки - контроль количества жидкости и попутного газа с выдачей результата в блок управления или на верхний уровень АСУТП.

Более подробно задачи АГЗУ можно описать следующим образом:
1. измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин;
2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема;
3. обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла;
4. формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла;
5. управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла.

Дожимная насосная станция (сокр. ДНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.

Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.

Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.

Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.

 

 

Промыслово – геологический контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК, нефтенасыщенности пластов.

Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявление факторов, влияющих на добычу и обводнения залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом.

Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т. д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т. п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов).

При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченных жидкостей (изотопов).

Эти методы позволяют оценить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплутационными скважинами, обнаружить застойные зоны и обнаружить целики нефти в заводненных зонах, оценить охват залежи заводнением.

Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на различных стадиях разработки. Всестороннее использование укащанных методов дает возможность для обоснования необходимых мероприятий по улучшению системы разработки в целях эффективного и полноценного извлечения из недр нефти.

Показатели разработки залежи нефти.

1. Годовой отбор нефти (т\год)

2. темп отбора - выраженное в процентах отношение годовой добычи у/в к извлекаемым запасам

3. Годовая добыча жидкости (м3\год)

4. Годовая добыча газа (тыс м3\год)

5. Процент обводненности прдукции скважин

6. газовый фактор (м3\ м3)

7. Накопленная добыча нефти с начала разработки (тонн)

8. Накопленная добыча жидкости (м3)

9. Текущий КИН

10.  Фонд скважин

11. Годовой объём закаченной воды

12. Накопленный объём закаченной воды

13. Коэф-т компенсации закачки воды( отношение годового объёма закаченной воды к годовому объёму отбору жидкости)

14. Пластовое давление среднее по залежи

15. Средний дебит скв по н. (т\сут) и жидкости (м3\сут)

 

 

Контролируются также следующие характеристики залежи:

1 Перемещение ВНК (по наблюдат. скв.)

2 Стягивание контура нефтеносности (внешнего или внутреннего а, также контура газоносности, процесс разработки должен обеспечивать равномерное стягивание контура).

3 Выработка запасов по отдельным блокам и даже по отдельным скважинам.

 

studopedia.net

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *