Промысловое обустройство нефтяных месторождений. Измерение продукции скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

промысловое обустройство нефтяных месторождений. измерение продукции скважин

«Сбор и подготовка нефти»

Содержание

Введение

1. Принципиальная схема получения товарной нефти при разработке залежи на естественном режиме и при поддержании пластового давления

2. Современные приборы для измерения продукции нефтяных скважин

3. Автоматизированные групповые замерные установки, схемы, принцип действия, достоинства и недостатки

Список использованных источников

Введение

В процессе разработки нефтяного и газового месторождения, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему нефтяной и газовой залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи. Далее месторождение эксплуатируется с поддержанием пластового давления. Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. При разработке залежи, работающей на естественном режиме продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа, предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на групповую замерную установку. При разработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором.

1. Принципиальная схема получения товарной нефти при разработке залежи на естественном режиме и при поддержании пластового давления

В процессе разработки нефтяного и газового месторождения, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему нефтяной и газовой залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи. Далее месторождение эксплуатируется с поддержанием пластового давления.

Принципиальная схема получения товарной нефти при различных режимах разработки месторождений.

Рис. 1 Предварительное разделение продукции скважин на промыслах

товарный нефть скважина давление

Естественный режим (фонтанирование скважины)

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. забойное давление достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье скважины и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Общее обязательное условие для работы фонтанирующей скважины:

Потери давления на гидравлическое трение pтр определяются по формулам трубной гидравлики. Противодавление на устье скважины pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования режима ее работы. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давление на устье pу бывает большим, достигая нескольких МПа. Артезианское фонтанирование (фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа). Этот способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти или при забойном давлении, значительно превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. Фонтанирование за счет энергии газа (фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование) - наиболее распространенный способ фонтанирования. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба газожидкостной смеси (ГЖС) в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. Фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое скважин превышающем или равным давлению насыщения.

Фонтанная скважина это, в которой нефть поднимается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта. Оборудованием для подъема нефти служат специальные фонтанные (лифтовые) трубы, обычно опускаемые до кровли продуктивного пласта и оснащенные на конце воронкой. На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура (рис. 5.1), которая обеспечивает:

- подвеску фонтанных труб;

- герметизацию устья скважины (колонная головка);

- регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины осуществляется с помощью штуцеров. Продукция фонтанной скважины по выкидной линии и линейным трубопроводам направляется на замерную установку. Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину различных скважинных измерительных приборов при проведении исследований.



По мере разработки залежи количество пластовой энергии, поступающей на забой скважины уменьшается вследствие обводнения продукции или падения пластового давления. Особенно острая необходимость в рациональном использовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны насосно-компрессорных (НКТ) для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на оптимальном режиме:

Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ p1 берется равным давлению насыщения pнас. Плотность жидкости в ск определяется по прогнозу обводнения (Bк) скважин в конце фонтанирования:

где - плотность нефти; - плотность воды; qк - дебит скважины в конце фонтанирования; py - давление на устье скважины.

Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ определяется как расстояние Lк от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения.

Наиболее типичными и наиболее опасными по своим последствиям осложнениями являются:

Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры. Для предупреждения фонтанирования арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление. Кроме того, в последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб.

Образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях. Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются механические методы; тепловые методы; покрытия труб из эмали или эпоксидных смол; растворители парафиновых отложений; химические добавки.

Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины.

Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации пластов, склонных к пескопроявлению. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости.

Отложения солей на забое скважины и внутри НКТ. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных реагентов с последующим удалением продуктов реакции.

Поддержание пластового давления (ППД)

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника, обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Источниками воды для закачки в пласт могут быть:

- открытые водоемы (реки, озера, водохранилища;

- грунтовые подрусловые и артезианские воды;

- глубинные воды нижних и верхних водоносных горизонтов;

- сточные воды.

Качество воды оценивают количественным содержанием:

- механических примесей;

- нефтепродуктов;

- железа и его соединений;

- сероводорода (H2S), способствующего коррозии водоводов и обо-

- рудования;

- микроорганизмов;

- минеральных солей.

Система водоснабжения ППД

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления:

- добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт,

- распределить ее между нагнетательными скважинами,

- закачать в пласт.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение. Подготовка вод наземных источников. Основной целью подготовки воды является достижение необходимых эксплуатационных свойств (способность к нефтевытеснению, вязкость, способность обеспечивать заданный коэффициент охвата пласта) и удаление компонентов, вызывающих снижение коэффициента приемистости, ухудшение качества нефти, негативное воздействие на пласт. В зависимости от требований к закачиваемой воде, а также экологических и технико-экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами - с подрусловым и с открытым отбором воды. При открытом отборе из наземного источника непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается приемная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобожденную от грубых механических примесей воду на установку очистки. Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам: с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном (сифонном) водоотборе в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70-90 м от берега водоема и в 150-200 м друг от друга. Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема.

Подготовка сточных пластовых вод. Сточные воды, используемые для поддержания пластового давления состоят на 85 - 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Вода на водоочистной установке подвергается тем или иным операциям по очистке (коагуляция, фильтрация, обезжелезивание, смягчение, хлорирование, стабилизация). Для получения надлежащих качеств воды в ряде случаев требуется проведение двух-трех процессов. Наиболее часто применяют следующие методы:

- отстаивание воды;

- фильтрование воды через пористые или иные среды;

- флотация;

- центробежное разделение;

- диспергирование;

- удаление примесей поглотителями;

- озонирование.

В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары-отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники.

Насосные станции и установки для закачки воды

Кустовые насосные станции высокого давления (КНС). предназначены для повышения давления подготовленной воды до необходимой величины и закачки ее по водоводам высокого давления в нагнетательные скважины. К насосным станциям подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Количество нагнетательных скважин, приходящихся на одну КНС, различно и зависит не только от их взаиморасположения по отношению к КНС, но и от приемистости конкретной скважины данного куста. Кустовые насосные станции оборудуются центробежными насосами, специально разработанными для систем ППД - насосы ЦНС [14].

Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения (БНКС). Основные особенности блочного построения конструкции КНС:

малые габариты блока;

возможность быстрой трансформации, а также перемещения блока на новое место;

уменьшение затрат на подготовку площадки под монтаж блока;

использование широкого спектра насосных агрегатов, комплектующих блок;

возможность проведения регламентных работ, а также монтажно-демонтажных операций без привлечения дополнительной грузоподъемной техники;

всепогодное, исполнение блока;

возможность включения блока в систему автоматического управления технологическим процессом поддержания пластового давления (АСУ ТП ППД).

В состав БКНС входят:

насосные блоки на основе центробежных многоступенчатых секционных насосов (ЦНС);

напорные трубопроводы;

блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса воды;

распределительный коллектор;

коллектор обратной промывки;

пункт управления;

расходомер с сужающим устройством;

запорный вентиль,

вентилятор,

площадка для обслуживания,

электропечь.

БКНС могут работать при температурах до -55 °С, а внутренний обогрев осуществляется за счет тепловыделения от электродвигателей.

Применение БКНС оправдано только при заводнении больших продуктивных площадей, когда один насос обслуживает 10-15 нагнетательных cкважин, расположенных на значительных расстояниях друг от друга.

Заводнение малопродуктивных нефтяных пластов, а также небольших месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требует применения дискретной закачки воды и соответственно применения энергосберегающего оборудования. Малогабаритные БКНС предназначены для точечной закачки воды в определенные скважины какого-либо куста с требуемым объемом и давлением, обусловленными их приемистостью. Широко применяются малогабаритные БКНС на основе центробежных горизонтальных центробежных насосов серии УЦГН габаритных групп 5, 5А, 6 с подачей 25-130 м3/сут и напором 550-1800 м [18].

В комплект малогабаритной БКНС входят:

насосный агрегат;

станция управления;

система контрольно-измерительных приборов;

изотермический бокс;

блок напорной гребенки;

распределительный коллектор;

напорные трубопроводы.

Для дискретной закачки воды и химических реагентов в нефтяные пласты и поддержания внутрипластового давления применяются также малогабаритные блочные КНС с установками ППД на основе плунжерных насосов высокого давления [22]:

Индивидуальные погружные установки предназначены для нагнетания воды в пласт практически в любом месте. В условиях удаленного расположения скважин от коммуникаций и других систем ППД принцип индивидуального расположения системы ППД в отдельных скважинах является наиболее оптимальным [18].

Применяются:

Индивидуальные установки с нижним приводом (погружным двигателем). Конструктивно они выполнены по перевернутой схеме относительно традиционного УЭЦН. Поток жидкости направляется сверху вниз, обеспечивая закачку воды в пласт.

Индивидуальные установки с верхним приводом. Применяются обычные промышленные асинхронные электродвигатели различной мощности, что намного облегчает их ремонт и обслуживание.

Установка монтируется в любую выбранную скважину на ее устье на специальной раме.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление [14]. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке воды. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды регулируется задвижкой или регулятором расхода, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

2. Современные приборы для измерения продукции нефтяных скважин

Приборы, предназначенные для измерений расходов жидкости и газа в промышленности (расходомеры), разнообразны как по методам измерения, так и по конструктивному оформлению.

Применение прибора того или иного типа зависит от технологических требований, характера измеряемого вещества и экономической целесообразности.

Расходомеры, наиболее распространенные в нефтяной промышленности, по методу измерения можно разделить на следующие классы:

К первому классу относятся расходомеры:

1. переменного перепада давлений;

2. турбинные (крыльчато-тахометрические);

3. электромагнитные (индукционные);

4. ультразвуковые;

5. гидродинамические;

6. ядерно-магнитного резонанса;

7. ионизационные;

8. тепловые;

9. создающие различные метки потока.

Ко второму классу относятся расходомеры:

1. кориолисовы и гироскопические;

2. турбиные;

3. турбопоршневые.

Объёмные расходомеры

К устройствам, определяющим объемный расход вещества, могут быть отнесены следующие расходомеры: переменного перепада давления, турбинные, ультразвуковые, звуковые, индукционные, гидродинамические), основанные на ядерном резонансе, тепловые, ионизационные, создающие различные метки потока. Такие расходомеры могут быть разделены на две группы.

К первой группе относятся устройства, в которых чувствительный элемент непосредственно преобразует скорость потока в измерительный сигнал. К этой группе относятся, например, крыльчато-тахометрические расходомеры, термоанемометры с охлаждаемой нитью и другие устройства.

Ко второй группе относятся устройства, в которых в потоке создаются промежуточные измерительные параметры, по изменению которых можно судить о величине скорости, а следовательно, и объемного расхода. Такими промежуточными параметрами могут являться звуковые и ультразвуковые колебания, возбуждаемые или распространяющиеся в потоке, ионизация потока, формирование в движущейся среде ионного тока, создаваемого под действием внешнего магнитного поля, и т. п. К этой группе расходомеров относятся индукционные, ультразвуковые, некоторые тепловые, а также расходомеры, создающие метки в потоке.

В настоящее время крыльчато-тахометрические расходомеры с различными устройствами регистрации числа оборотов ротора получили достаточно широкое распространение в разных областях техники. Эти расходомеры являются устройствами универсального применения, пригодными для измерения расходов различных веществ вне зависимости от их физических свойств.

Индукционные расходомеры получили достаточно широкое распространение при контроле расходов проводящих жидкостей

В таком применении эти расходомеры обладают совершенно очевидными преимуществами перед всеми другими типами расходомеров. Однако область их применения ограничивается в основном проводящими жидкостями.

Ультразвуковые расходомеры получили пока незначительное распространение. Однако эти устройства являются достаточно перспективными. В настоящее время определилось несколько направлений разработки таких устройств, основными среди которых являются:

а) определение скорости потока по фазовому сдвигу ультразвуковых колебаний;

б) определение скорости потока по частоте следования пачек ультразвуковых колебаний;

в) определение скорости потока путем дифференциального включения двух приемных ультразвуковых преобразователей.

Эти расходомеры являются универсальными и могут применяться для контроля большого числа жидкостей, за исключением только некоторых особо вязких жидкостей.

Тепловые расходомеры разработаны сравнительно давно, и арсенал их схемных решений достаточно широк. Однако в последнее время разработан ряд новых устройств, избавленных от основных недостатков устройств этой группы. Такими недостатками является влияние на показания расходомера не только скорости потока, но его температуры и давления.

Расходомеры, в которых для измерения скорости потока в последнем создаются специальные метки, составляют отдельную группу устройств. Метки потока могут создаваться либо путем периодического возникновения в потоке промежуточного измерительного параметра (например, ионизационных или тепловых меток), либо путем введения в поток инородных веществ (например, доз непрозрачного порошка или доз радиоактивного вещества).

Эти устройства обладают несколько усложнёнными схемами, но в ряде специальных случаев только с их помощью представляется возможным измерять скорость потока.

Отдельную группу составляют расходомеры, определяющие расход по скоростному напору. Эта группа представлена обширным и разнообразным рядом устройств. Основным их преимуществом является простота устройства. В тех случаях, когда нужно простыми средствами, надежно и со средним уровнем точности определять скорость потока, эти устройства являются наиболее приемлемыми.

Принципы измерения, используемые в перечисленных устройствах, позволяют определять объемные расходы веществ в нестационарных потоках. Для получения массовых расходов по показаниям таких расходомеров необходимо знать изменение плотности измеряемого вещества. В некоторых расходомерах этой группы применяется совместное включение датчиков плотности с соответствующими чувствительными элементами расходомеров. Такие системы позволяют измерять массовые расходы.

Ниже последовательно рассмотрен каждый из перечисленных типов объемных расходомеров.

Расходомеры переменного перепада давления

Принцип действия расходомеров данного типа, объединенных единым методом измерений, основан на измерении перепада давления, образующегося в результате местного изменения скорости потока жидкости, газа или пара (рисунок 3.4)

Рисунок 3.4 -- Форма потока жидкости, проходящей через диафрагму

Для измерения расхода жидкостей, газов и паров по перепаду давления необходимы три элемента, объединенные общим понятием расходомер переменного перепада:

1. устройство, создающее перепад давления в потоке измеряемой среды за счет местного изменения скорости потока или по величине (сужающие устройства), или по направлению (изогнутые участки трубы);

2. измерительный прибор - дифференциальный манометр (сокращенно дифманометр), измеряющий перепад давления;

3. соединительное устройство, передающее перепад давления от потока к дифманометру.

Иногда к этим элементам добавляются еще вторичный преобразователь, преобразующий показания дифманометра в электрический или пневматический' сигнал, и вторичный прибор для регистрации этого сигнала.

В настоящее время распространены стандартные сужающие устройства трех типов: нормальная диафрагма, нормальное сопло и труба (сопло) Вентури.

Нормальная диафрагма. При угловом отборе применяют нормальные диафрагмы двух типов-плоские и камерные.

Нормальная диафрагма представляет собой тонкий диск, имеющий отверстие, концентричное оси трубы с острой прямоугольной кромкой со стороны входа потока.

Турбинные расходомеры.

Крыльчато-тахометрические (турбинные) расходомеры относятся к скоростным расходомерам, в которых для создания крутящего момента на измерительной крыльчатке используется кинетическая энергия измеряемого потока. Турбинные расходомеры являются наиболее точными приборами для измерения расхода жидкостей. Приведенная погрешность измерения расхода турборасходомерами составляет величину порядка 0.5 - 1.0 % (известны турборасходомеры с приведенной погрешностью 0.1 - 0.2 %). Приборы просты no конструкции, обладают большой чувствительностью и большими пределами измерений (для одной модификации 10:1 и более), возможностью измерения как малых (от 5.10-9 м3/с), так и больших (до 1 м3/с) расходов жидкостей с широким диапазоном физико-химических свойств, малой инерционностью и вследствие этого относительно малыми динамическими ошибками при измерении средних и мгновенных значений пульсирующих расходов. Их применяют там, где требования к точности измерений имеют превалирующее значение -- в ракетной, авиационной технике, химической и нефтедобывающей промышленности. К недостаткам турбинных расходомеров существующих модификаций, препятствующим более широкому применению данных приборов, можно отнести:

В настоящее время отечественным приборостроением разработаны и осваиваются турбинные расходомеры с безопорными датчиками, с устройствами автоматической коррекции показаний при изменении вязкости измеряемой среды, у которых два последних недостатка отсутствуют.

Принцип работы крыльчато-тахометрических расходомеров, предназначенных для измерения потоков, заключается в следующем. В измеряемый поток помещается сбалансированная легкая крыльчатка, вращающаяся в подшипниках, обладающих малым трением. Крыльчатка под давлением движущегося потока совершает вращательное движение. При стационарном режиме скорость ее вращения пропорциональна скорости потока. Конструктивно крыльчатка может быть выполнена аксиальной или тангенциальной (рисунок 3.5, а).

Рисунок 3.5 Типы турбинок: а - аксиальная; б - тангенциальная

Измерение числа оборотов крыльчатки может производиться различными способами: электрическим, радиоактивным, фотоэлектрическим и др. Полученный пульсирующий электрический сигнал, число пульсаций которого в единицу времени пропорционально числу оборотов крыльчатки, после усиления подается на частотомер, измерительный сигнал с которого поступает на регистрирующий прибор. Основными эксплуатационными факторами, существенно влияющими на точность измерения расхода турбинными расходомерами, являются:

1. Изменение вязкости измеряемой среды;

2. Износ опор;

3. Закрутка потока, вызванная влиянием местных сопротивлении.

Вследствие этого данные приборы мало пригодны для измерения расхода загрязненных или абразивных сред, а также жидкостей, сильно меняющих свою вязкость при числах Рейнольдса, меньших критических (переход ламинарного течения к турбулентному).

Электромагнитные (индукционные) расходомеры.

Для контроля нестационарных потоков нашли применение некоторые прикладные области магнитной гидродинамики -- науки, которая изучает взаимодействие электромагнитного поля с жидкими или газообразными проводящими потоками. Для определения скорости потока используются различные методы непосредственного или косвенного измерения разности потенциалов, индуцируемых при движении жидкости в трубопроводе при наличии поперечного магнитного поля.

Для контроля нестационарных потоков нашли применение некоторые прикладные области магнитной гидродинамики -- науки, которая изучает взаимодействие электромагнитного поля с жидкими или газообразными проводящими потоками. Для определения скорости потока используются различные методы непосредственного или косвенного измерения разности потенциалов, индуцируемых при движении жидкости в трубопроводе при наличии поперечного магнитного поля.



Рисунок 3.6 -- Схема электромагнитного расходометра

1 - трубопровод; 2 - полюса магнита; 3 - электроды для съема э.д.с.; 4 - электронный усилитель; 5 - отсчетная система; 6 - источник питания магнита.

В таких расходомерах плоскости измерительных электродов должны располагаться вертикально во избежание разрыва электрической цепи между ними из-за образования газовой подушки под верхним электродом или осаждения непроводящих твердых частиц на нижнем электроде. Электромагнитные расходомеры могут быть выполнены как с постоянными магнитами, так и с электромагнитами, питаемыми переменным током частотой f. Обе эти разновидности электромагнитных расходомеров имеют свои достоинства и недостатки, определяющие области их применения.

Существенным и основным недостатком электромагнитных расходомеров с постоянным магнитом, ограничивающим их применение для измерения слабопульсирующих потоков, является поляризация измерительных электродов, при которой изменяется сопротивление датчика, а следовательно, появляются существенные дополнительные погрешности. Поляризацию уменьшают, применяя электроды с платиновым или танталовым покрытием, а также угольные и каломелиевые электроды.

Ультразвуковые расходомеры.

Для определения скоростей нестационарных потоков жидкостей и газов разработаны специальные ультразвуковые методы и соответствующая аппаратура. Определение скорости потока в данных системах производится по изменению параметров ультразвуковых колебаний. Принцип действия ультразвукового расходомера основан на том, что при распространении ультразвуковых колебаний в движущейся среде скорость ультразвука относительно неподвижной системы координат (стенок трубопровода) равна векторной сумме скорости ультразвука относительно среды и скорости самой среды относительно трубопровода. Поэтому если в трубопроводе установлены два пьезоэлектрических преобразователя, излучающих ультразвуковые колебания по направлению потока и против него, и соответственно два приемника ультразвука, расположенных на одинаковом расстоянии от излучателей, то при движении жидкости в трубопроводе сигналы в двух ультразвуковых каналах приходят к приемникам с акустической разностью хода, величина которой однозначно зависит от скорости жидкости.

Принцип действия ультразвуковых расходомеров может быть основан на измерении:

1) времени прохождения ультразвуковых колебаний по потоку и против него;

2) сдвига фаз между ультразвуковыми колебаниями, направляемыми по потоку и против него;

3) разности частот ультразвуковых колебаний, создаваемых автоколебательной схемой и направляемых одновременно по потоку и против него;

4) величины сноса потоком луча ультразвуковых колебаний.

Измерительные схемы ультразвуковых расходомеров первых трех типов могут быть классифицированы следующим образом:

1) двухканальные, в которых имеются два раздельных акустических канала и соответственно две пары пьезопреобразователей;

2) одноканальные, в которых имеются только два пьезопреобразователя, служащие попеременно излучателями и приемниками ультразвука.

По акустическим свойствам все конструкции датчиков можно разделить на два основных типа:

Оптимальный тип датчика для данного конкретного случая измерения расхода жидкости должен определяться условиями измерения и в особенности характеристиками измеряемого вещества.

В большинстве случаев при измерении расхода агрессивных жидкостей и пульп поверхность пьезоэлементов должна быть защищена от соприкосновения с контролируемой средой посредством звукопроводящих элементов, параметры которых должны учитываться при расчетах. Необходимо отметить, что одноканальные схемы ультразвуковых расходомеров в принципе обеспечивают гораздо более высокую точность измерений, чем соответствующие двухканальные схемы. Погрешность измерения расхода существующими ультразвуковыми расходомерами составляет величину порядка 2 - 5 % от верхнего предела шкалы. Столь невысокая точность измерений объясняется: зависимостью показаний от профиля скоростей или числа Рейнольдса; изменением скорости распространения ультразвука в измеряемой среде при изменении ее давления, температуры, концентрации; влиянием реверберации (многократного отражения ультразвуковой волны); погрешностями, возникающими в электронной измерительно-преобразовательной схеме; погрешностями, вносимыми акустической ассиметрией условий прохождения ультразвуковой волны по движению потока и против него, и т. п. Зависимость показаний ультразвуковых расходомеров от числа Рейнольдса объясняется тем, что они измеряют не среднюю скорость потока по сечению трубы, а среднюю скорость по линии ультразвукорого луча. Соотношение между этими скоростями является функцией числа Рейнольдса.

Кроме малой точности измерений, к недостаткам ультразвуковых расходомеров относят большую сложность их измерительной части и вредное влияние ультразвуковых колебаний на физико-химические свойства некоторых промышленных жидкостей и газов.

Основными достоинствами ультразвуковых расходомеров являются:

В общем можно отметить, что ультразвуковые расходомеры более приемлемы для измерения высоких расходов. При этом, чем меньше скорость потока по отношению к скорости распространения звука в контролируемой среде, тем, как правило, сложнее и точнее должна быть применяемая аппаратура.

3. Автоматизированные групповые замерные установки, схемы, принцип действия, достоинства и недостатки

В настоящее время разработаны и применяются автоматические установки для замера продукции скважине типа Спутник различных модификаций.

На рис. 1 приведена принципиальная технологическая схема Спутника-А. Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита подключенных скважин, 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 автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Спутник-А 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.

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин 3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в гидроциклонный сепаратор 6. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор 5а. В гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделяется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.



Рис. 1. Принципиальная схема Спутника-А: 1 - выкидные линии от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной скважины; 5а - сборный коллектор; 6 -гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой цилиндр; 13 - отсекатели

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой липни. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение.

Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения автоматически осуществляется при помощи отсекателей 13.

Спутник-А имеет рабочее давление от 1,5 до 4 МПа при максимальной производительности скважины по жидкости 400 м3/сут. и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А равна ±2,5%. Блоки Спутника-А могут обогреваться, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов, характеризующихся низкими температурами окружающей среды.

Недостаток Спутника-А - невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа.

На рис. 2 приведена схема Спутника-В. Спутник-В, как и Спутник-А, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита свободного газа.

Рис. 2. Принципиальная схема Спутника-В: 1- распределительная батарея; 2 - емкость для шаров, счищающих парафин со стенок выкидных линий; 3 - штуцеры; 4 - трехходовые клапаны; 5 - замерная линия для одиночной скважины; 6 - трехходовые краны; 7 - коллектор обводненной нефти; 8 - коллектор безводной нефти; 9 - гамма-датчик уровня; 10 - сепаратор; 11 - диафрагма; 12 - заслонка; 13 - сифон; 14 - тарированная емкость; 15 - тарированная пружина

Измеряется продукция скважин при помощи Спутника-В следующим образом. Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер 3, она попадает в трехходовой клапан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может направляться или в линию 5 для измерения объемов нефти и газа в сепараторе 10 или в линию 8 - общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. И обводненные, и безводные скважины переключаются на замер автоматически, через определенное время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощи тарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, подающих сигнал уровней жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть+вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

Поясним это примером.

Выразим вес смеси через Gсм, вес нефти Gн, вес воды - Gв, Н. Тогда

(1.1)

откуда

. (1.2)

Если эти формулы выразить через известный объем тарированной емкости 14, то

, (1.3)

где Vн и Vв - объемы, занимаемые соответственно нефтью и водой в известной емкости V, м3; и - плотность нефти и воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Подставляя вместо Gв его значение из выражения (1.2), получаем

(1.4)

или

. (1.5)

Если обозначить через Gв, то выражение (1.5) можно записать:

, (1.6)

где

.

При измерениях дебита жидкости при помощи "Спутника-В" считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Таким образом, по формуле (1.6) легко найти вес нефти, так как К - известная величина, Gн - так же, а вес смеси Gсм, заполнившей емкость V, определяется но тарированной пружине 15. Результаты измерения пересчитываются в конкретные единицы (т/сут.) и фиксируются на соответствующих счетчиках в блоке местной автоматики.

После того как тарированная емкость 14 наполнилась жидкостью и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе 10 увеличивается давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор обводненной нефти 7. В связи с небольшим объемом тарированной емкости 14 (300 л) вся нефть (как чистая, так и обводненная) направляется в коллектор 7. Количество газа измеряется эпизодически при помощи диафрагмы 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти 7 через трехходовой кран 6, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключающегося трехходового клапана 4.

По мере запарафинивания выкидных линии их очищают резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2 (рис. 1.11) через равнопроходные задвижки а.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости 14 могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Схема Спутника-Б40 приведена на рис. 3.

Спутник-Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. Спутник-Б40 более совершенен, чем Спутник-А. На Спутнике-Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти. При помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклоне.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР1-50) в Спутнике-Б40 установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б40, так же как Спутника-В и Спутника-А, можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, две скважины обводнились, а остальные 12 скважин (рис. 2), подключенных к Спутнику, подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, дающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.

Рис. 3. Принципиальная схема Спутника-Б40: 1- обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок для одной скважины; 6 - сборный коллектор; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки закрытые; 10, 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16, 16 а - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти; 24 - выкидные линии от скважин

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 золотниками 16 и 16а на поршневой клапан 19.

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; жидкость в системе начинает течь, и турбинный расходомер 18 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-Б40-24, который отличается от Спутника-Б40 лишь числом подключаемых скважин - к нему можно подключить 24 скважины. Все остальные данные этого Спутника такие же, как и Спутннка-Б40.

Также в настоящее время используются следующие модификации АГЗУ "Спутник": Спутник АМ 40-8-400; Спутник АМ 40-10-400; Спутник АМ 40-14-400; Спутник Б 40-14-500.

Установки отличаются между собой количеством подключаемых скважин. Технологический блок состоит из замерного сепаратора, переключателя скважин многоходового ПСМ, счетчика жидкости ТОР 1-50, регулятора расхода, привода гидравлического ГП-1М, задвижек и клапанов обратных. В аппаратурном блоке установлены: блок управления и индикации, блок питания. Метод измерения объемный. Входные патрубки для подключения скважин расположены симметрично по обе стороны.

Установки Спутник Б 40-14-500 снабжены насосом дозатором и емкостью для химических реагентов. Дополнительно при наличии счетчика газа АГАТ-1 можно измерять количество отсепарированного газа, при наличии влагомера типа ЦВН-ГС определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин. В табл. 1 приведены технические характеристики "Спутников" различной модификации.

Таблица 1

Технические характеристики

Показатель	Спутник АМ	Спутник Б
	40-8-400	40-10-400	40-14-400	40-14-500
Количество подключаемых скважин, м3/сут.	8	10	14	14
Пропускная способность, м3/сут.	1-400	1-400	1-400	1-500
Рабочее давление, МПа	4,0	4,0	4,0	4,0
Газосодержание нефти, нм3/м3 при раб. давлении, нижний предел верхний предел, для Р (0,1-0,8)МПа для Р (0,8-4,0) МПа	0,1	0,1	0,1	0,1
	25	25	25	25
	16	16	16	16
Погрешность измерения, %	±2,5	±2,5	±2,5	±2,5
Потребляемая мощность, кВт, не более	10	10	10	10
Габаритные размеры, мм технологического блока аппаратного блока	5350х3200х2650	5850х3200х2650	6350х3200х2650	6350х3200х2650
	1960х1730х2350	1960х1730х2350	1960х1730х2350	1960х1730х2350
Масса, кг, не более технологического блока аппаратного блока	5970	6455	7900	7900
	1020	1020	1020	1020

К примеру, рассмотрим принципиальную схему установки "Спутник АМ40-8-400 КМ" (рис.4).



Рис.4. Принципиальная схема установки "Спутник АМ40-8-400 КМ"

При помощи ПСМ продукция одной скважины направляется через шаровой кран 1 в сепарационную емкость 2 или в счетчик жидкости СКЖ 3, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Накопившаяся жидкость через счетчик ТОР1-50 4 направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает импульсы в станцию управления, где суммируется результат измерения. В счетчике СКЖ измерение жидкости происходит с помощью двух попеременно опрокидывающихся камер. Счетчик СКЖ выдает импульсы в станцию управления, где происходит преобразование количества импульсов в единицу массы - килограмм.

Особенностями установки: воспроизводит действительные результаты контроля по производительности скважин и позволяет производить замер малодебитных и многодебитных скважин.

Список использованных источников

1. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: Учебное пособие. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 320 с.

2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 2005.- 318 с.

3. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Шайдаков В.В. Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование. Учебное пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002 - 551 с.

Размещено на Allbest.ru

...