Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

автоматизированный скважина трубопровод

Автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) - технологическое устройство, объединяющее в себе группу скважин с подводящими трубопроводами и предназначенное для автоматизированного замера дебита с передачей информации на диспетчерский пункт.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из Пено полиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

В технологическом блоке размещены:

· замерный сепаратор

· переключатель скважин многоходовый ПСМ

· счетчик жидкости ТОР

· регулятор расхода

· привод гидравлический

· запорная арматура.

В аппаратурном блоке размещены:

· блок управления

· блок индикации

· блок питания.

1. Применение АГЗУ

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

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.

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.

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.

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.

Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа Бароняна - Везирова:

1 - фонтанная скважина высокого давления; 2 - газосепаратор высокого давления; 3 - станок-качалка с подвесным компрессором; 4 - скважина; 5 - групповая замерная установка; 6 - газоотделитель (сепарация нефти); 7 - осушитель газа; 8 - отстойник; 9 - сборники нефти; 10 - насос; 11 - сырьевые резервуары установки комплексной подготовки нефти; 12 - вакуум-компрессор; 13 - компрессоры [1]

2. Назначение модели АГЗУ

Групповые замерные установки (ГЗУ) работает, как правило, по следу идеи схеме. Исключение составляет ГЗУ Спутник-BMP с одновременным измерением дебита всех оспин. Таким образом, ГЗУ отличаются устройствами, коммутирующий скважины, устройствами измерения дебита скважин и блоками автоматики и управления, осуществляющими переключение едва-мин на замер, учет работы замерного устройства и автоматическую защиту ГЗУ про аварийных ситуациях. Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин. Групповая замерная установка состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и блока автоматики.

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 шурьев, предназначенных для очистки трубопроводов от парафина, и двигающихся от скважин за счет напора жидкости.

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.

Групповая замерная установка обычно обслуживает до восьми скважин.

Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа.

1 - скважина; 2 - групповой замерный трап; 3 - трапы первой ступени сепарации; 4 - дожимные насосы; 5 - аварийная емкость; 6 - трап второй ступени сепарации; 7 - трапы третьей ступени сепарации; 8 - технологические емкости (с понтонами) УКПН

3. Компоновка модели СПУТНИК

Групповая замерная установка Спутник-А, обеспечивающая периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти. На рис. 8.1 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 замерным 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.

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 11 м 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 работой установки. Внутренние полости совмещенных сепараторов оснащены капле улавливателем, предназначенным для очистки газа от капельной жидкости и специальными патрубками для отбора частично обезвоженной нефти и дренажа балластной воды.

Блочная групповая замерная установка позволяет подключать для контроля производительности и некоторых других параметров до 14 скважин, причем число подключаемых скважин может быть разным в зависимости от схемы обустройства промысловой площади.

Групповая замерная установка Спутник-А, обеспечивающая периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти. На рис. 8.1 показана типовая структурная схема такой установки. По замерному патрубку продукция одной из 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 1 поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Таким образом, периодически измеряется дебит каждой из скважин. Поочередное подключение их к замерному патрубку осуществляется по заданной программе путем поворота роторной каретки 3 переключателя на определенный угол. [2]

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

4. Назначение узлов АГЗУ

Групповые замерные установки различных типов имеют следующие функциональные узлы: блок переключения, который по заданной программе подключает каждую скважину на гребенке к измерительному блоку; измерительный блок для измерения дебита каждой скважины, состоящей из сепаратора и измерительного устройства-дебитом ера; блок автоматики и управления для переключения скважин на измерение, учета работы измерительного устройства и автоматической защиты групповой установки при аварийных режимах. К одной установке АГМ-2 подключают от 8 до 12 скважин.

Наиболее распространенной групповой замерной установкой в Западной Сибири, Урало-Поволжье и других районах является САК типа Спутник, также периодического действия с наполнением и опорожнением мерника. Продукция нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, поступает через обратные клапаны к многоходовому переключателю и через его общий коллектор и отсекатель 2 в сборный промысловый коллектор.

Размещение групповых замерных установок (ГЗУ) на кустах скважин должно увязываться со схемой генерального плана месторождения. В качестве замерных установок рекомендуется применять установки типа Спутник, Бигус и других модификаций. Количество установок и их размещение должно определяться технико-экономическим расчетом. Соответствие паспортных данных замерных установок конкретным условиям работы должно проверяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции скважин. На площадках замерных установок (ЗУ), при необходимости, должна предусматриваться установка блоков закачки реагентов - деэмульгаторов и ингибиторов коррозии.

Классификация групповых замерных установок следующая.

Преимуществом данной групповой замерной установки является возможность переключения продукции обводившихся скважин в коллектор обводненной нефти, а также большая точность измерения дебита жидкости.

К козодой групповой замерной установке подключается до 24 скважин. Замер продукции по каждой подключенной скважине производится по определенной программе. Для повышения точности осуществляется rasoj сепарация, затем газ вновь подается в жидкостный поток, который вместе со свободным газом под давлением транспортируется по коллекторам до технологических установок, обрабатывающих сырую нефть. Суть обработки - сепарация нефти от газа, отделение пластовой воды и обессиливание. Для предварительной деэмульсации, исключающей старение и образование эмульсий, уменьшения вязкости жидкости, что улучшает условия транспортирования, на групповой замерной установке 2 автоматически с помочью дозатора 3 вводится реагент. Использование реагента снимает стойкость эмульсии, так как разрушаются бронирующие оболочки на глобулах воды, которые начинают укрупняться. В результате процессы деэмульсации протекают в трубопроводах. Турбулентное движение жидкости около стенок трубы и выделение газа такие способствуют процессу деэмульсации. Балластная вода подается в сырую нефть через смеситель 4, перемешивание также ускоряет деэмульсацию.

В групповых замерных установках для отбора проб используют пробоотборники: специальные типа Проба и многокамерные.

При блокировке групповой замерной установки давление в трубопроводе повышается.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. Количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На усах групповых замерных установок (ГЗУ) в качестве исходной информации рассматриваются автоматически собираемые замеры расходных параметров потоков. Для каждого потока указывается предельно допустимое значение замера. При корректировке указывается ее причина, возможен просмотр истории корректировок.

Продукция скважин через групповые замерные установки по трубопроводам (рис. 5.2) поступает через узел распределения потоков и массообменный аппарат на узел предварительного разделения фаз. В узле распределения потоков размещен дозатор реагентов БР-25, через который в поток вводится деэмульсатор в смеси с растворителем или ингибитором ценообразования.

5. Возможные неисправности СПУТНИК и способы их устранения

При аварийном состоянии групповой замерной установки срабатывает солено ионный клапан гидропривода КСП-4, при этом жидкость из силового цилиндра сбрасывается под воздействием пружины 4, и клапан 3 перекрывает проход в корпусе отсекателя. Клапан отсекателя разгруженный, и требуются незначительные усилия для его работы.

Принципиальная технологическая схема базовой групповой замерной установки типа Спутник А показана на рис. 3. Она состоит из переключателя скважин на замер, измерительного блока, отсекателей скважин при аварийном состоянии установки.

Отсечение скважины на групповой замерной установке при ее аварийном состоянии сопровождается повышением давления в линии нагнетания. В этом случае электро контактный манометр через промежуточное реле разрывает цепь питания магнитного пускателя, и двигатель останавливается. После ликвидации аварии и снижения давления в линии до заданной величины цепь питания пускателя автоматически восстанавливается, и двигатель включается.

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа Спутник или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках (на выкидке из трапа) - турбинными счетчиками или посредством диафанометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.

Прибор Дина-Старка для определения содержания воды:

1 - колба; 2 - холодильник; 3 - приемник-ловушка

На рис. 3 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. Газ, выделившийся из нефти в трапе, в котором поддерживается давление по 0,6 МПа, проходит регулятор давления до себя 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. [3]

6. Обслуживание скважин

Для эксплуатационных скважин, групповых замерных установок, дожимных нефтяных насосных станций (без резервуаров), установок предварительного сброса пластовых вод, расположенных на территории нефтяного месторождения вне централизованного пункта сбора нефти, газа и воды, производственное и противопожарное водоснабжение допускается не предусматривать. Хозяйственно-питьевое водоснабжение зданий и сооружений с расходом воды до 2 м³ / с. допускается обеспечивать привозной водой.

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ) 1, в которую поступает горячая вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульсатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульсатора в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии.

Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ) 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор.

Модификация КП1 предназначена для групповых замерных установок, оборудованных любыми веерное колющими устройствами.

При выборе места строительства групповых замерных установок следует учитывать протяженность нефтесборной сети продуктопроводов и выкидных линий, расположение нефтесборных пунктов (НСП), парка товарных резервуаров (ПТР), кустов эксплуатационных скважин и свайных основании под бурящиеся скважины, связанные разветвленной сетью транспортных эстакад.

Продукция скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на узел I ступени сепарации, расположенный на КСП. Узел включает в себя устройство для предварительного отбора газа (УПО), нефтегазовые сепараторы и капле уловитель. Отсепарированный газ ступени, пройдя очистку в капле уловителе, направляется под собственным давлением (0,5 - 0,6 МПа) на ГПЗ, а нефть поступает в аппарат для предварительного сброса воды.

Описанная установка принципиально аналогична групповой замерной установке ЗУГ-5. Отличие заключается в том, что последняя - открытого исполнения без утепленного укрытия. В комплекте ЗУГ-5 поставляется блок местной автоматики БАМ-30, допускающий эксплуатацию на открытом воздухе или в неотапливаемом помещении.

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.

Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов. На ряде месторождений применяется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Подготовка нефти осуществляется на ЦСП, реже на первичных пунктах сбора.

К таким объектам относятся и групповые замерные установки.

На базе расходомера ВМР-1 разработана групповая замерная установка Спутник BMP 40 - 14 / 400, обслуживающая 14 скважин. В этой установке расходомеры монтируются на выкидных линиях скважин, дебиты скважин замеряются без переключения потоков газожидкостной смеси путем коммутации соответствующего измерителя с устройством обработки информации.

Выкидные линии от скважин до групповых замерных установок были оборудованы смотровыми катушками. На выбранных объектах такие катушки устанавливали по всей длине трубопровода: чаще от скважины и реже к концу трубопровода.

Дебит попутного нефтяного газа на групповых замерных установках измеряется турбинными газовыми счетчиками (типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках - турбинными счетчиками или дифференциальными манометрами с дроссельными устройствами. Эти приборы устанавливаются на выкиде из трапа, их эксплуатация осуществляется в соответствии с требованиями инструкций. Исходя из дебитов газа и нефти в каждой скважине подсчитывается газовый фактор продукции.

На нефтяных промыслах объектами телемеханики являются групповые замерные установки, кустовые насосные станции, установки подготовки газа для газлифта, электрогенераторы и водозаборные станции. Объектами дистанционного контроля являются сепарационные установки, установки подготовки нефти и газа.

К первой группе объектов относятся: групповые замерные установки, кустовые насосные станции, установки подготовки газа для газлифта, электроподстанции, расположенные на площади.

Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Технологический комплекс состоит из скважин; групповых замерных установок; укрупненных сепарационных установок; технологической линии на укрупненном нефтесборном пункте; компрессорной станции; газораспределительных батарей; нефтегазосборных и газораспределительных трубопроводов.

Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазной смеси нефть, газ, вода) проходит узел первичного замера и учета продукции на месторождении.

7. Сепарационная емкость для АГЗУ

Ёмкость сепарационная предназначена для разделения с применением центробежного и гравитационного методов жидкой и газовой фаз продукции скважин, поступающей на вход емкости (сырой нефти и попутного нефтяного газа), частичного отделения растворенного в жидкости газа для измерений.

Конструктивно ёмкость сепарационная состоит из гидроциклонной головки, верхней сепарационной и нижней накопительной ёмкостей. Внутри емкостей расположены перегородки и направляющие полки. Для улавливания инородных предметов имеется фильтр в виде перфорированной перегородки в нижней ёмкости. Емкость сепарационная имеет люк в торцевой части нижней емкости, два дренажных патрубка для удаления осадка, накапливающегося во время работы. [4]

Заключение

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б». «Спутник А» - конструкция серии. Существуют три модификации этой серии: «Спутник а-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400».

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками:

- вязкость нефти, мПа^.с, не более……………………..80

- массовая доля воды в нефти, не более……………… 0,95

- массовая доля парафина, не более…………………. 0,07

- содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,

вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м^2.ч)……… не допускается

Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта.

Список использованных источников

[1] Каплан Л.С. Справочное пособие нефтяника / Л.С. Каплан,

А.Л. Каплан. - М.: Изд-во-Уфа - Октябрьский; ОФ УГНТУ, 2003.-с: табл.; ил, 2004 - 331 с.

[2] Калинин В.Ф. Геолого-физические критерии оптимизации технологии повышения продуктивности скважин (на примере месторождений Саратовского Поволжья) / В.Ф. Калинин. - Саратов: ИРЦ, 2005. - 464 с.

[3] Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. - 488 с.

[4] Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М.: Инфра-Инженерия, 2006. - 928 с.

Размещено на Allbest.ru