Как сделать ручной замер в агзу

Добавил пользователь Евгений Кузнецов
Обновлено: 29.08.2024

Необходимость разработки автоматизированных установок для измерения количества газа нефти и воды непосредственно на скважинах в последнее время стала достаточно актуальной для добывающих нефтяных компаний.

Принятые правительством нормативные документы по исчислению налоговых баз по объему добытых полезных ископаемых требует от нефтяных компаний обязательного замера количества газа и нефти, идущих непосредственно со скважин.

Поэтому наличие замерных установок для определения объемов добытых полезных ископаемых является условием для функционирования нефтяных компаний в российском правовом поле.

Одновременно остаются нерешенными более ранние проблемы, связанные с оперативным учетом добываемых нефти и газах.

Наличие постоянного дисбаланса по объему добываемых нефти, газа и воды по данным установок комплексной подготовки нефти (УКПН) и цехами добычи нефти и газа (ЦДНГ) не имеет в настоящее время внятных объяснений и соответственно нет и необходимых решений для устранения такого дисбаланса.

Разрешение данной проблемы позволило бы обнаружить дефекты в существующих схемах добычи и подготовки, повысить эффективность и снизить себестоимость добываемых полезных ископаемых.

В основе идеи создания автоматической замерной установки нефти и газа лежит создание замерной емкости значительного объема.

Подача жидкости в замерную емкость со скважин жидкость должна поступать таким образом, чтобы это не меняло режим работы самой скважины, скважина должна при этом работать в стабильным и установившимся режиме, а полученная жидкость для пробы должна быть представительной.

Далее в этой емкости в ограниченном объеме и за короткий интервал времени должны осуществляться все технологические процессы, которые осуществляются при подготовке нефти на первой и второй ступенях, а именно:

отделение свободного газа в нормальных условиях и замер его объема;
отделение и замер нефтяного слоя при полной сепарации газа;
нагрев жидкости до температуры соответствующей технологическому регламенту принятому при подготовки нефти на УКПН;
отделение и замер остаточного газа;
отделение и замер нефтяного слоя после нагрева.

Таким образом, осуществляя замеры путем повторения технологического регламента подготовки нефти, мы достигаем следующих результатов:

Обеспечивает очевидность всех процессов в замерной емкости и при корректных замерах достигает полной достоверности полученных результатов.
Объемы выделенного газа и отслоившейся нефти осуществляются путем прямых замеров, что в свою очередь не требует обеспечения каких-либо специфичных условий в работе установки.
Обеспечивается возможность газового фактора с учетом остаточного газа, причем замер выделившегося и остаточного газа будет осуществляться отдельно.
Измерение толщины нефтяного слоя до и после нагрева позволит судить о степени подготовленности эмульсии к отстою в нормальных условиях и в последующем оптимизировать подачу деэмульгационных реактивов.
Повторение технологического регламента УКПН сблизит методы и средства замера количества газа, нефти и воды, осуществляемые на УКПН и предлагаемой установке. В целом это будет способствовать уменьшению дисбаланса по данным УКПН и ЦДНГ, а при их наличии быстро находить и устранять причины их создающие.
По результатам полученных замеров в последствии возможна оптимизация всей схемы подготовки с устранением всех неэффективных или малопроизводительных звеньев, подбор оптимальных температур для нагрева жидкости на печах УКПН.

Система представляет собой замерную емкость (высота 15,7 дм, диаметр 3 дм, объем приблизительно 100 дм 3 ), подключенную к трубе, соединяющую ПСМ и выходной коллектор через задвижки К2.1 и К2.3 и задвижки К2.2 для обеспечения потока жидкости через замерную емкость.

На замерной емкости установлены: датчик системы измерения уровня и межфазных границ УМФ300, датчик давления, датчик температуры.

Замерная емкость содержит нагревательный элемент для нагрева содержащейся там жидкости из расчета 1 о С за 1 мин.

Для дренажа жидкости из замерного устройства предусмотрен насос для перекачки в выходной коллектор).

Реперные точки L1, L2 позволяют при необходимости дополнительно измерять объем поступающей со скважины нефти за единицу времени по формуле:

где Т₂ - момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L₂ , Т₁ - момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L₁.

В начальном состоянии клапана К21 и К23 закрыты, К22 открыт и жидкость со скважины протекает по трубе, соединяющей ПСМ и выходной коллектор.

Испытание функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577 (скважина 1579) Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО "АНК" "Башнефть". Замеры проводились на скважине 1579; непрерывно 5 замеров подряд. Результаты замеров приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1. Сводные результаты замеров

Состояние в пробоотборнике на момент взятия пробы			Состояние пробоотборника после дренажа жидкости				Состояние пробоотборника на момент нагрева				Состояние в замерной емкости после дренажа жидкости
№	Нача- льный взлив	Давление, КГ	Темпе- ратура, С	Взлив после дренажа	Газовая шапка, м	Нефтяная шапка, м	Давление, КГ	Взлив после нагрева	Давление, КГ	Темпе- ратура, С	Взлив после дренажа	Газовая шапка, м	Нефтяная шапка, м	Давление, КГ
1	1,57	3,440	14,80	1,26	0,31	0,39	0,000	1,16	0,300	34,00	1,07	0,19	0,43	0,050
2	1,57	3,410	19,50	1,25	0,32	0,36	0,080	1,23	0,180	31,00	1,12	0,13	0,37	0,020
3	1,57	3,280	19,70	1,25	0,32	0,42	0,060	1,23	0,140	26,40	1,15	0,10	0,46	0,020
4	1,57	3,310	22,00	1,17	0,40	0,32	0,030	1,17	0,070	25,60	1,12	0,05	0,32	0,010
5	1,57	3,320	20,00	1,28	0,29	0,40	0,050	1,23	0,120	27,50	1,15	0,13	0,48	0,010

Таблица 2. Расчетные результаты

В таблице 2 приведены расчетные показатели по проведенным замерам. Результаты эксперимента докладывались на техническом совещании АНК "Башнефть" (Протокол технического совещания от 23.06.06). В ходе совещания было отмечено:

Простота, наглядность и достоверность всех процессов происходящих в замерной емкости и получаемых результатов.
Хорошая повторяемость результатов замеров по содержанию нефти и газа (свободного и остаточного) в добываемой жидкости.
При начальной температуре 20оС отстой происходит с хорошей скоростью и качеством, содержание отстоявшейся нефти после нагрева существенно не меняется, тем самым устанавливается факт высокой степени подготовленности эмульсии к отстою на скважине 8749 АГЗУ 1755.
Количество выделяемого свободного газа зависит от начальной температуры жидкости.
Количество измеренного остаточного газа зависит от разности начальной и конечной температур нагрева
Суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30 о С . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме.
При температуре свыше 30 о С объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций.
Объемная доля нефти в суммарном объеме при различных экспериментах примерно равна

По результатам первого испытания специалистами филиала ОАО "АНК" "Башнефть" "Башнефть-Янаул" совместно со специалистами ООО "НИЦ МИ" разработали новую программу проведения вторых испытаний для получения подтверждения работоспособности измерителя водосодержания и газового фактора для АГЗУ 1577

Программа испытаний была дополнена следующими разделами:

В ходе первых испытаний было установлено, что суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30 оС . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме, при температуре свыше 30 оС объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций. Поэтому для вторых испытаний было принято решение отказаться от раздельного замера выделившегося и остаточного газа, а замерять только суммарный газ.
Дополнить программу испытаний замером дебита скважин и сравнить с данными расходомера ТОР.
Дополнить программу испытаний параллельным отбором проб жидкости со скважин и анализом ее в лаборатории на водосодержание.
Поскольку значение газового фактора при первом испытании на скважине 1579 оказалось значительно ниже предполагаемого, то для установления общей тенденции произвести замеры на всех действующих скважинах АГЗУ 1577
Проводить испытания с нагревом до 25°С и до 35°С с целью сравнения объемов газа и нефти при различных температурах.

Испытания функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577.

Были сделаны замеры на скважинах 8546, 8547, 8548, 8533, 8565, 1914, 136, 6930 Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО АНК "Башнефть".

Сводные результаты замеров по всем скважинам приведены в таблице 3

Таблица 3. Сводная таблица результатов замеров на сважинах АГЗУ 1577

Скважина	Температура жидкости, С°	Дебет, м 3 /сут.	Сумм. объем газа % жидкости	Сумм. объем нефти % жидкости	Соотношение объемов газ/нефть
8546	25	1,67	29,55	18,75	1,36
8546	35	-	47,75	20,05	2,18
8545	25	22,2	20,7	3,5	4,78
8545	35	-	26,44	4,78	4,72
1914	25	2,42	51,28	40,76	1,13
1914	35	-	73,56	42,68	1,66
8533	25	88,28	19,11	3,18	4,75
8533	35	-	24,2	3,82	5,29
136	25	1,76	40,76	12,74	2,88
136	35	-	53,14	15,29	3,28
6930	25	8,27	15,92	1,91	6,25
6930	35	-	27,16	3,5	6,08
8547	25	11,8	18,47	5,41	2,69
8547	35	-	26,44	9,55	2,42
8565	25	105,7	21,34	2,23	7,80
8565	35	-	26,48	3,5	6,43

По данным результатам в филиале ОАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Янаул" проведено техническое совещание (протокол от 23.11.06).

1. Что отражает цифра 1200 в условном обозначении установки УЭЦНМ-125-1200?

2. Что означает буква "М" в условном обозначении установки УЭЦНМ 5 - 125 - 1200?

3. Замер дебита жидкости по скважинам с дебитом более 5 т/сут при наличии автоматизированной

системы контроля и передачи информации должен осуществляться:

4. Где при обвязке скважины с УЭЦН прокладывается кабель?

Б) до клеммной коробки над поверхностью, после нее под землей.

А) Для предотвращения обратного вращения ЭЦН под действием столба жидкости в НКТ при остановках

Г) Для предотвращения обратного вращения ЭЦН при остановке скважины, облегчения ее запуска, а

также для опрессовки НКТ после спуска установки в скважину.

В вопросники по основной профессии для оператора по ДНГ включены вопросы по видам работ: обслуживание оборудования работающие под давлением; контроль

6. На какое максимальное рабочее давление рассчитана арматура типа АФК-65-21?

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

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 сепарационно-замерные установки.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).

Замерно-переключающий блок содержит :

- многоходовый переключатель скважин (ПСМ);

- гидравлический привод ГП-1;

- замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;

- турбинный счетчик ТОР;

- соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Процесс работы установок заключается в следующем .

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.

Установка может работать в трех режимах;

через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
через обводной трубопровод (байпасную линию);

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо

закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
закрыть задвижки второго ряда (19)
производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

открыть задвижку (24)
открыть задвижки второго ряда (19)
закрыть задвижки первого ряда (18)
установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
закрыть задвижку (23)
стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

-произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
-включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ
Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.

поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
открыть задвижки первого ряда (18)
открыть задвижки (28,22,23)
закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
открыть краны под манометрами.
задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание.

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

*проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики)
*проверка герметичности наружных фланцев.
*проверка герметичности технологического оборудования.
*проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов.
*средств автоматики.
*проверка давления в сепараторе.
*проверка предохранительного клапана.
*проверка работы регулятора расхода и заслонки.
*проверка фиксации каретки ПСМ.
*слив грязи из замерного сепаратора.
*уборка помещений от грязи.

· один раз в три месяца.

*проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров).
*проверка контактов реле и магнитных пускателей.
*проверка хода рейки ПСМ.
*проверка хода и фиксации каретки ПСМ.
*осмотр трущихся частей регулятора расхода.
*проверка герметичности каретки ПСМ.
*проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

· один раз в шесть месяцев.

*проверка датчика положения ПСМ.
*проверка работы ПСМ
*проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)
*осмотр уплотнений средств автоматики.

- 40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;

- 10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;

- 400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.

Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ

Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.

Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.

К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.

АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.

В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:

-Вентилятор центробежный: взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.

-Датчик положения переключателя ПСМ.

-Электродвигатель привода ГП-1М.

-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10

-Счетчик ТОР 1-50

-Светильники ВЗГ-200 АМС.

-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.

-Обогреватель электрический ОЭВ-4.

Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:

а) Физические опасные и вредные производственные факторы:

-повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

-повышенная напряженность электрического поля;

-отсутствия и ли недостаток естественного света;

-расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);

б) Химические опасные и вредные производственные факторы:

-по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.

При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.

1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ "Спутник" включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.

При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.

2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.

3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.

4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.

5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: "ГАЗ-ОСТОРОЖНО", класс взрываем ости "В-1А".

6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.

7. Электропроводка в помещении АГЗУ "Спутник" выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).

Эксплуатация и ремонт замерных установок:

1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо

производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.

2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.

3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.

4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.

5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.

6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.

7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.

Установка может работать в трех режимах:

1.Через сепаратор на ручном управлении;

2.Через сепаратор на автоматическом управлении;

3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки грязевых и пропарочных линий. Открыть задвижки ЗКС под электроконтактный и показывающий манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.

Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно, паспорта и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Для удаления нефти, разлив шившейся через не плотности (сальники, фланцевые соединения и др.) в основании АГЗУ "Спутник" имеются патрубки. Сброс нефти произвести в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом на установку.

Переключение скважин с замерного на обводной трубопровод и обратно во избежание порыва трубопроводов, производить в последовательности, приведенной в паспорте раздел 12 "Установки, автоматизированные групповые типа "Спутник".

При обслуживании и ремонте электроустановок и приборов необходимо соблюдать "Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий".

Пуск в работу замерного узла после монтажа, а также после длительной остановки при температуре внутри АГЗУ и стенки сепарационной емкости ниже минус 30 градусов не разрешается.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Устройство для измерения дебита содержит переключатель скважин многоходовой, соединенный с буллитом, и терминальный контроллер, соединенный с турбинным счетчиком расхода и переключателем скважин. После начала измерения для каждой скважины определяют интервал n 1 времени появления первого импульса, соответствующий циклу измерения турбинного счетчика, и на основании анализа интервала n 1 устанавливают соответствующую продолжительность времени замера, необходимую для обеспечения синхронизации начала накопления жидкости в буллите и окончания процесса измерения. Использование гибкого режима измерения для каждой из скважин, подключенных к автоматической групповой замерной установке, сокращает время измерения дебита скважин до одних суток при одновременном увеличении точности измерения. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита нефтедобывающих скважин, включающий автоматическое подключение скважин к буллиту для накопления водонефтяной жидкости и истечение ее из буллита через турбинный счетчик с установленным расходом, отличающийся тем, что для каждой скважины после начала измерения определяют интервал n 1 времени появления первого импульса, соответствующий циклу измерения турбинного счетчика, и на основании анализа интервала n 1 устанавливают продолжительность времени измерения как n измеренных интервалов n 1 , при этом число n выбирают в зависимости от необходимой точности измерения так, чтобы начало накопления жидкости в буллите и окончание процесса измерения были синхронизированы.

2. Устройство для измерения дебита нефтедобывающих скважин, содержащее переключатель скважин многоходовой, соединенный с буллитом, регулятор расхода и турбинный счетчик расхода, отличающееся тем, что дополнительно введен соединенный с турбинным счетчиком расхода и переключателем скважин терминальный контроллер, выполненный с возможностью выбора оптимального времени измерения для каждой скважины по измеренному интервалу времени прихода ближайшего импульса турбинного счетчика.

Описание изобретения к патенту

Изобретения относятся к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к измерению дебита нефтедобывающих скважин.

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений для измерения дебита скважин используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа "Спутник" [1]. Измерение дебита нефтедобывающих скважин осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Время накопления жидкости и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Циклический метод измерения обеспечивает пропускание потока жидкости через счетчик в узком диапазоне изменения расхода, что позволяет обеспечить измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту, одновременно являющимся базовым объектом, является способ измерения дебита нефтедобывающих скважин с помощью АГЗУ типа "Спутник АМ-40" [2]. На месторождениях РФ установлены тысячи таких замерных установок. Переоснастить нефтедобывающую промышленность новыми современными аналогичными устройствами, например АГЗУ типа ГМ-40, практически не возможно, т.к. стоимость АГЗУ составляет сотни тысяч рублей (300-600 тыс.руб.). В известном способе [2] измерение дебита нефтедобывающих скважин основано на накоплении жидкости в буллите. Режим накопления жидкости в буллите необходим для обеспечения постоянной скорости протекания жидкости через счетчик ТОР-1-50, погрешность измерения которого 2,5% достигается при потоке жидкости через счетчик в пределах от 1,6·10 -3 до 8,3·10 -3 м 3 /с. В реальных условиях к буллиту с помощью переключателя скважин многоходового (ПСМ) подключают до 14 скважин, дебиты которых необходимо контролировать ежесуточно.

К недостаткам известного способа [2] следует отнести:

- жесткая фиксация времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ;

- невозможность измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, за сутки с необходимой точностью.

Стандартная методика с фиксируемым временем измерения дебита, предлагаемая заводом изготовителем, представляет собой последовательное автоматическое подключение скважин к буллиту с помощью ПСМ. Время измерения для всех скважин устанавливается одинаковым и составляет 2 часа. В реальных условиях к АГЗУ подключается до десяти скважин, среди которых присутствуют как низко дебитные скважины (2-10 м 3 /сутки), так и высоко дебитные (свыше 20 м 3 /сутки). Жесткая фиксация времени для всех скважин не позволяет эффективно за сутки измерить дебиты всех скважин, подключенных к АГЗУ, с погрешностью не хуже 6%.

Диаграмма измерения дебита скважины с помощью АГЗУ в режиме, рекомендованном заводом изготовителем, приведена на фиг.1. На диаграмме Q - количество жидкости в буллите, t - время протекающих процессов, включающее повторяющиеся интервалы времени, где ( 1 , c) - время накопления жидкости в буллите, (с, 2 ) - время истечения жидкости из буллита через турбинный счетчик ТОР-1-50, которое обычно не превышает 10 секунд, Т ж - жестко заданное время измерения, за которым следует интервал переключения ПСМ на другую скважину, составляющий не более 20 секунд. Из диаграммы, представленной на фиг.1, следует, что при измерении дебита скважины с помощью АГЗУ влияние на точность измерения оказывают три независимых и несинхронизированных между собой периодических процесса:

1) накопления и слива жидкости = 2 - 1 , где время слива много меньше длительности накопления;

2) появление импульсов n 1 , n 2 , . свидетельствующих о прохождении через ТОР-1-50 очередных ста литров;

3) начало и окончание измерения Т ж .

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту, одновременно являющимся базовым объектом, является устройство АГЗУ типа "Спутник АМ-40". На фиг.2 приведена функциональная схема АГЗУ. От переключателя скважин многоходового (ПСМ) 1 водонефтяная жидкость от тестируемой скважины подается в буллит 2. Водонефтяная жидкость от других скважин, подключенных к ПСМ, поступает в магистраль 3 на выход из АГЗУ. Накопление жидкости в буллите происходит при закрытом газовом клапане 4, управление которым осуществляет регулятор газового клапана 5. Минимальный уровень жидкости в буллите, при котором газовый клапан начинает прикрывать газовую магистраль 6, соответствует 150 литрам водонефтяной смеси. Полное закрытие клапана 4 наступает при дополнительном поступлении в буллит еще 15 литров жидкости. Весь процесс наполнения буллита происходит при давлении 1 МПа. Дальнейшее наполнение протекает с повышением давления P 1 до давления, превышающего выходное Р 2 на 0,05-0,12 МПа. На это превышение давления реагирует дифференциальный манометр 7. Регулятор расхода 8 открывает и закрывает магистраль с турбинным счетчиком ТОР-1-50 9. Из измерительной магистрали 10 водонефтяная жидкость поступает на выход из АГЗУ. Импульсы n 1 , свидетельствующие о прохождении через ТОР-1-50 очередных ста литров, поступают на счетчик количества жидкости 11. Время измерения дебита всех скважин одинаково и устанавливается оператором 12. По истечении времени тестирования Т ж одной скважины ПСМ автоматически подключает к буллиту следующую скважину.

К недостаткам известного устройства [2] следует отнести:

- жесткую фиксацию времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ;

- невозможность измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, в течение суток с необходимой точностью.

Задача изобретения заключается в уменьшении времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, при одновременном увеличении точности измерения.

Выполнение задачи достигается тем, что при измерении дебита используется гибкий режим измерения, исключающий неопределенность начала и окончания измерения, устанавливающий для каждой скважины продолжительность времени измерения, которая определяет точность измерения. В заявляемом способе в отличие от известного время начала измерения выбирается не случайным образом и все три периодических процесса, связанные с измерением дебита скважин (накопления и слива жидкости; появление импульсов n 1 , n 2 , . ; начало и окончание измерения Т ж ), логически связаны между собой во временные отношения.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия".

Пример осуществления способа.

Измерение дебита нефтедобывающих скважин, согласно заявленному способу, осуществляют следующим образом. На фиг.3 приведена диаграмма работы АГЗУ в гибком режиме измерения с использованием программируемого процессорного устройства терминального контроллера (Т-контроллер). В программу работы Т-контроллера входят следующие операции:

1) измерение и запоминание интервалов времени n, между столитровыми импульсами ТОР-1-50;

2) измерение и анализ времени до первого n 1 импульса;

3) установление числа n столитровых импульсов по выбранному критерию режима измерения;

4) интегрирование длительности n столитровых интервалов и количества жидкости Q ж (n), прошедшей через ТОР-1-50 за время n интервалов;

5) экстраполирование результата интегрирования на сутки;

6) накапливание результатов измерений и передача их в распределенную вычислительную сеть.

После переключения ПСМ на тестируемую скважину Т-контроллер начинает отсчет времени до появления первого импульса n 1 с датчика ТОР-1-50. В зависимости от значения времени прихода импульса n 1 , а это случаи: n 1 =1,2 часа для дебита 2 м 3 /сутки; n 1 =15 минут - для 10 м 3 /сутки; n 1 =7,2 минуты для 20 м 3 /сутки и т.д., Т-контроллер устанавливает число n, необходимых столитровых циклов измерения счетчика ТОР-1-50. Например, если время отсчета n 1 составляет 15 минут, то Т-контроллер задает измерение малых дебитов от 2 до 10 м 3 /сутки, принимая n=2. Если измеренное время n 1 меньше 7 минут, то Т-контроллер переводит АГЗУ на измерение для случая, когда дебит 20 м 3 /сутки и более. При этом устанавливается n=6. В результате для всех случаев как малодебитного режима, так и для высокодебетных скважин погрешность измерения не хуже 2,5%, т.е. определяется погрешностью прибора ТОР-1-50.

Заявляемый способ измерения позволяет измерить дебиты десяти добывающих скважин, подключенных к АГЗУ, за сутки даже, если эти дебиты составляют 2 м 3 /сутки. Обычно количественное соотношение высоко- и низкодебитных скважин, подключенных к АГЗУ, составляет 1/1. Поэтому время тестирования всех скважин свободно умещается в 24 часа. Следовательно, тестирование десяти скважин, подключенных к АГЗУ типа "Спутник АМ-40", за одни сутки становится реальным.

Для осуществления описанного способа измерения дебита нефтедобывающих скважин предлагается устройство, принципиальная схема которого приведена на фиг.4.

От ПСМ 1 жидкость из тестируемой скважины подается в буллит 2. Водонефтяная жидкость из других скважин, подключенных к ПСМ, поступает в магистраль 3 на выход из АГЗУ. Накопление жидкости в буллите происходит при закрытом газовом клапане 4, управление которым осуществляет регулятор газового клапана 5. Регулятор расхода 6 открывает и закрывает магистраль с измерительным прибором ТОР-1-50 7. От ТОР-1-50 сигнал подается на Т-контроллер 8, связанный с ПСМ. Измерительная магистраль 9 также подает водонефтяную жидкость на выход из АГЗУ.

Работает устройство следующим образом. Водонефтяная жидкость от ПСМ 1 из тестируемой скважины подается в буллит 2, в котором происходит накопление жидкости. Минимальный уровень жидкости или условно-нулевой уровень в буллите 2 соответствует 150 литрам. После закрытия магистрали с измерительным прибором ТОР-1-50 7 происходит закрытие газового клапана 4. Процесс накопления жидкости в буллите происходит при увеличении давления P 1 в буллите. При повышении давления P 1 до давления, превышающего выходное давление P 2 на 0,05-0,12 МПа, регулятор расхода 6 открывает измерительную магистраль 9, и водонефтяная жидкость протекает через турбинный счетчик ТОР-1-50 7. При этом через счетчик протекает первая порция жидкости, составляющая примерно 40 литров. Давление в буллите понижается, и регулятор расхода перекрывает измерительную магистраль.

Одновременно с переключением ПСМ на тестируемую скважину Т-контроллер 8 начинает отсчет времени до ближайшего импульса n 1 , поступающего от ТОР-1-50. При равномерно работающем добывающем насосе существует прямо пропорциональная зависимость времени n и дебитом скважины Q. Т-контроллер измеряет интервал времени n 1 , анализирует его и устанавливает число n измеряемых интервалов столитровых импульсов, необходимых для измерения дебита скважины с указанной выше точностью измерения 2,5%. Выбранный режим измерения дебита тестируемой скважины Т-контроллер использует для работы ПСМ.

Время переключения ПСМ таково, что остатки жидкости всегда сливаются из буллита до установленного условно-нулевого уровня 150 литров и цикл накопления жидкости в буллите для другой скважины всегда начинается с условно-нулевого уровня в 150 литров.

Использование предлагаемых способа и устройства для измерения дебита нефтедобывающих скважин, в которых используется гибкий режим измерения, исключающий неопределенность начала и окончания измерения, устанавливающий для каждой тестируемой скважины продолжительность измерения, которая определяет точность измерения, позволяют измерить дебиты добывающих скважин, подключенных к АГЗУ, за одни сутки при одновременном увеличении точности измерений.

1. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1985. - 351 с.

2. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/Под ред. Е.И.Бухаленко. - М.: Недра, 1990. – 559 с.

Читайте также: