Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо .замерять дебиты 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, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение прнзабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить ирнзабойную зону.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарацнонно-замерные установки.
Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной липни 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 деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлнва. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).
Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой липни после газосепаратора.
Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосеиараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.
Продукция из скважин (фонтанных, газлнфтных, 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 сеиарациои но-замерной установке. Постушшш ая в сборн ый 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 самотечный сборный коллектор.
Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.
Групповая сепарацпонно-замерная установка системы Баро-няна - Везпрова состоит из замерного трапа, распределительной батареи, маннфольда и аппаратуры. Продукция скважины
направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе и.з газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа - приборами на газовой липни после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автома-тизнрованн ые сен арацпонно-замерн ые установки АСЗ ГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).
Автоматизированная сеп арацпонно-замерн ая установка "Спутник-А" (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МИа (16 и 40 кг/см2).
Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового
переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).
Рис. 8.1. Схема установки "Спутник-А":
1 - выкидные .'нш и и; 2- специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин 11СМ; 4 - каретка роторного не включателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 -турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр; 15 - БМА
Процесс работы установок заключается в следующем.
Продукция скважин но выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так н автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на .замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный кат-лектор.
Нефть из верхней емкости газосеиаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосеиаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.
Установка «Спутник-А» работает но определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.
Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором
подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 8.1).
Кроме установки "Снутник-А", применяются установки "Снутник-Б" и "Спутник-В'*. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в п(юдукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.
Количество газа но каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.
После автоматического измерения продукции но каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Л11-430 и Д11-Й32. Механические примеси в нефти оп|>еделяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему