Автоматические установки для замера продукции скважин.

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

 «Спутник - А» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин (ПСМ) 13, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 12 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется при кратковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-l или «Норд», установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавком регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок регулятора закрывает газовую линию и, следовательно, повышается давление в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный расходомер. Когда поплавок достигает нижнего заданного уровня, заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за время замера зависит от дебита измеряемой скважины. Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости (м³), прошедшие через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения. Турбинный расходомер одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей. Недостаток «Спутника-А»является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствия на «Спутнике - А» влагомера.

1 - выкидные линии от скважин; 2- обводненная скважина; 3 – замерный патрубок; 4- гидроциклонный сепаратор; 5- заслонка на газовой линии; 6 - турбинный расходомер; 7 - уровнемер (поплавковый); 8 - гидропривод; 9 ­- электродвигатель; 10 - отсекатели; 11- сборный коллектор; 12- роторная каретка переключателя; 13 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 14 - силовой цилиндр.

Схема "Спутника-В», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефгегаз

1 - распределительная батарея; 2 - штуцеры; 3- емкость для шаров; 4 -трехходовые клапаны; 5- трехходовые краны; 6-замерная линия; 7-коллектор обводненной жидкости; 8- коллектор безводной нефти; 9 - гамм a -датчики нижнего и верхнего уровней жидкости; 10 - сепаратор; 11- диафрагма для измерения газа; 12- заслонка; 13- сифон; 14- тарированная емкость; 15- тарированная пружина.

Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер, она попадает в трехходовой клапан 4. Из него нефтегазовая смесь может направляться или в линию 6 для измерения нефти и газа в сепараторе 10, или в линию 8- общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер и обводненных, и безводных скважин проводится автоматически через определеннее время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанав 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор, измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал уровней жидкостей на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть-вода) определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиком верхнего и нижнего уровней и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяемся сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем

После тою как тарированная емкость 14 наполнялась жидкостью, и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе увеличиваются давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор 7. Количество газа и меряется эпизодически при помощи диафрагмы 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти через трехходовой кран 5, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана 4.

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

Схема «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиа­лом ВНИИКАнефтегаза

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой (ПС M); 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9 и 12 - задвижки закрытые; 10 и 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 и 1ба - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходо­мер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - элек­тродвигатель; 23 - сборный коллектор; т - выкидные линии от скважин.

На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи «Спутника Б-40» так же, как «Спутника-В» и «Спутника-А», можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим обра­зом. Если, например, скважины обводнились, а остальные две­надцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость мно­гоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. 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 золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на порш­невой клапан.

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; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продук­ция скважины.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.

1 – сварной корпус, 2 – обтекатель, 3 – магнио-индукционный датчик, 4 – экран-отражатель, 5 – понижающий зубчатый редуктор, 6 – перегородки, 7 – электромагнитный датчик, 8 – механический счетчик, 9 – диск с магнитами, 10 – магнитная муфта, 11 – крыльчатки, 12 – крышка, 13 – регулирующая лопатка.

Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса 1 и обтека­тель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вра­щение. После крыльчатки направление движения жидкости экра­ном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо про­порционально количеству прошедшей жидкости.

Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шка­лой (цена деления 0,005 м³). Одновременно со стрелкой механи­ческого счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электриче­ские сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоидукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистри­руется в блоке регистрации.

        Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показа­ниями датчика влагомера.

            Схема емкостного датчика

1 – сварной корпус, 2 – стеклянная труба, 3 – электрод, 4 – регулятор длины электрода (шток), 5 – штурвал, 6 и 10 – верхний и нижний фланцы соответственно, 7 – стальная труба, 8 – кольцо для крепления стеклянной трубы, 9 – металлический цилиндрик.

На верхнем фланце 6 монтируется внутренний элек­трод 3, особенностью которого является наличие регулятора его длины, действующего при помощи вращающегося штока. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верх­нему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы на длине 200 мм нано­сится распылением слой серебра, являющегося внутренним элек­тродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком, можно выдвигать из электрода на требуемую длину металлический ци­линдрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, таким образом, настраивать влагомер на измерение различных сортов нефти с различной обводненностью. Шкала влагомера, находя­щаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды. На точность измерения этим прибором коли­чества пластовой воды и нефти значительное влияние оказывают:

1) изменение температуры нефтеводяной смеси;

2) степень одно­родности смеси;

3) содержание пузырьков газа в потоке жид­кости;

4) напряженность электрического поля в датчике.

 

6. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на несколько видов:

1. по назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

2. по функции - выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии-трубопроводы от устья скважины до ГЗУ. Коллекторы-трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам.

3. по величине рабочего давления – низкого (до 1,6МПа), среднего (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5МПа).

Трубопроводы среднего и высокого давления – напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными.

Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении ею объема трубы, то движение напорно-самотечное, если заполнение не полное, то движение характеризуется как свободно-самотечное.

4. по гидравлической схеме работы - простые и сложны

Простые - трубопроводы, имеющие неизменный диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине.

Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом.

5. По способам прокладки:

-подземные,

- наземные,

- подводные,

-подвесные.

Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Простой трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов. Гидравлический расчет его сводится к определению одного из следующих параметров.

Основой гидравлич. расчетов труб-в является известно ура-е Бернулли:

(z₁+p₁/rg+λ₁∙v₁²⁄2g) - (z₂+p₂/rg+λ₂∙v₂²⁄2g)=h_п.н.

Потери на трения: h_тр=λ∙l/d∙ v²⁄2g, ∆р= λ∙l/d∙ρv²/2

v-скорость течения жидкости,q- расход жидкости,λ-коэфф гидравлич сопрот.

λ=64/Re Re=vD/ν- ламинар.течен.

Область турбул.реж. подразделяется на 3 зоны:1)гидравлически гладкие трубы когда h_тр и λ не зависит от Е,2) переходная зона когда λ зависит от Е,Re.3)гидравл.шероховатые трубы λ зависит от Е

Число Re гладкого трения определяется по формуле Исаева λ=0,3164/Re^0,25

Гидравлический уклон характеризует потерю напора на един длины трубопр.: i= h_тр/e=λ/D∙ v²⁄2g

местные потери: h_м.п.=ε∙ v²⁄2g  

v-средн скор, ε-коэфф местного сопротивл.(зависит от Re)

 

7. Cхемы слож труб.Расчет слож трубопров., имеющего постоянный диаметр со сосредоточенными отборами нефти.

Сложный трубопровод может иметь различные диаметры по длине и отводы.

При гидравлическом расчете их практический интерес пред­ставляет четыре случая, часто встречающихся в промысловых условиях:

1) жидкость из раздаточного коллектора, имеющего постоян­ный диаметр, равномерно или неравномерно отбирается;

Уравнение материального баланса для первого случая (см. рис.1) - раздаточного коллектора

где Q - объемный расход жидкости в произвольном сечении; Q _T - транзитный расход жидкости, т. е. расход, который транс­портируется за пределы указанных участков; Q _П - путевой расход жидкости; q ₁, q ₂, …., q_i - равные или неравные объемные расходы жидкости в ответвлениях, отстоящих на расстоянии l ₁, l ₂, …., l_i от начала трубопровода.

Расход жидкости на участках:

l ₁ = О _T + Q _П;

l ₂ = О _T + Q _П - q _n

l ₃ = О _T + Q _П - (q ₁ + q ₂);

l_n = О _T + Q _П - (q ₁ + q ₂ + ….. + q_{n - 1}).

Поскольку диаметр раздаточного коллектора одинаков на всем протяжении, а расходы жидкости на различных участках, в связи с ее отбором, разные, то режимы течения на каждом уча­стке l ₁, l ₂, …., l _П также будут разными.

Определим перепад давления на каждом участке горизонтального трубопровода по формуле Лейбензона . На первом участке

На втором участке

На третьем участке

на n -м участке

Сложив перепады на каждом участке, найдем общий перепад на всей длине рассматриваемого раздаточного коллектора:

                                             

Если транзитный расход в раздаточном коллекторе равен нулю, т. е. Q _T = 0,

                                              

С учетом рельефа местности формула примет вид

 

8..Структурные формы движения ГЖС. Гидравлический расчет трубопровода.при движения в них нефтегазовой смеси.

Ур-е Бернулли

 

Ур-е Дарси –Вейсбаха

Ф-ла Стокса Ф-ла Блазиуса                         

           

 

9.Тепловые расчеты трубопровода

Обозначим: D и l – наружный диам-р и длина ТП., tн, t и tк - начальная, текущая и конечная t-ра флюида в ТП. t₀ – t-ра окруж-й среды (ОС).  - полный коэф-т теплоотдачи от ж-ти в ОС, Вт/м²*⁰С, G – массовый расход ж-ти в ОС-ду, кг/с. Ср – удельная теплоемкость ж-ти, Дж/(кг⁰С).

Закон распределения t-ры ж-ти по длине ТПа получен Шуховым в 1883 г.. В основу его заложена потеря теплоты от элементарного участка dx в единицу времени в окруж.среду :

(1),

где  - поверх-ть охлаждения элементарного участка

При движении ж-ти ч/з рассматриваемый уч-к dx, ж-ть охлаждается на dt ⁰С и теряет кол-во теплоты: (2),. (1)=(2): - ур-е Шухова (закон распределения t-ры ж-ти по длине ТПа).

В 1923 г. Лейбензон внес поправку в эту формулу, учтя работу трения потока ж-ти, превращающуюся в теплоту, участвующую в тепловом балансе ТПа: - поправка Лейбензона, - средний гидравлический уклон; Е – механический эквивалент теплоты (1 ккал=427 кгс*м=427*9,81 Н*м).

Закон изменения температуры на участке ТПа, где происходит кристаллизация парафина, описыв-ся формулой Черникина: ;

- расстояние, на кот-м t-ра падает от t_н до t_п, - кол-во парафина, выделяющегося из нефти при понижении t-ры от t_п до te (доли ед-цы); - любая t-ра, для кот-й известно ; x – скрытая теплота кристаллизации парафина.

 

 

10. Гидравлический расчет труб-в транспортир-х неньютоновскую жидкость.

Температура и вязкость нефти при движении нефтегаосбора измен в широких пределах, сущест-о влияя на изменение перепадов давления на различных участках трубопродов. Поэтому важно распологать точными данными об измен-и вязкости нефти по пути ее движ-я не только под влиянием обводненс продукции скв, степень дисперсности эмульсии и темпер, но и переход в газовую фазу части улеводо-в и более правильно интерпретировать результаты измерений. 

Рассм-м ТП со стационарным движ-м по нему неньют-й ж-ти,

Профиль скоростей при движении вязко – пластичных ж-тей в круглой трубе отличается от профиля ньютоновской ж-ти. Напряжение сдвига убывает от стенки трубы к оси и на некотором радиусе  движется в виде ядра, внутри кот-го скорость по сечению не изменяется: .

 При структурном (ламинарном) течении вязкой ж-ти, расход определяется по формуле Букенгема:  

или ,

 где ; ; погрешность около 6%.

, где - параметр Илюшина. . Вязкость возрастает с ростом парафина

 

11.Гидравлический расчет трубопродов для нефтяных эмудьсий.

Основной задачей, возника-щей при гидрав-ом расчете труб-дов, трансп-щих неф-ные эмульсии, яв-ся определение перепадов давл-я. Расчетной ф-лой при этом яв-ся ф-ла Дарси-Вейсбаха.. Различие гидродин-го поведения неус-вых и устой-ых эмульсий прояв-ся в эффекте гашения турбулентных пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы. С учетом этого эффекта λ неустой-ых эмульсий опре-ся: λ_э=64/Re_*э,Re 2320, λ_э= , 2320< Re_*э<10⁵, где Re_*э-число Рей-са, опре-мое по ф-ле: Re_*э= , где γ₀ указывает, яв-ся ли неус-вая эмульсия ньютоновской или неньютоновской ж-тью, ее опре-ют по выр-ю:

, u= -параметр пластич-ти, w-ср-я скорость течения, ρ_э, μ_э-плотность и вязкость эмульсии; D-внут. Диаметр труб-да; τ₀-допол-ное напр-ние сдвига плотной эмульсии: τ₀=(0,195φ_ф-0,102)σ/d, где σ-межфазное натя-е; d-диа-тр капель; φ_ф-содер-ие дисперсной фазы и эмульсии.

Символ γ₁ указывает, прояв-ся ли в потоке неус-вой эмульсии эффект гашения турбулентности, и опре-ся: γ₁= , где d-ср-ний объемно-поверх-ный диаметр капель неустойчивой эмульсии; d=1,4Dwe^0.6; We=σ/ρ_с; ρ_си ρ_ф-плотность дисперсной среды и дисперсной фазы. Снижение давл-я при преодолении гидродин-го сопро-я при. Содержание дисперсной фазы в эмульсии, при котором потери давл-я будут минимальны, яв-ся оптим-ым.

12. Дифференциальное и контактное разгазирование. Расчет процесса сепарации по закону Рауля-Дальтона.

Контактным наз-ся такой процесс разгазирования нефти, при кот-м суммарный состав смеси (газ + нефть) во время процесса остается постоянным.

При дифференциальном разгазировании нефти суммарный состав фаз непрерывно измен-ся, т.к. образующийся газ выводится из системы по мере

Расчеты разгазирования достаточной точностью можно производить по закону Рауля - Дальтона: парциальное давл-е i -гo компонента в паровой фазе (Р y_i) = парциальному давл-ю того же компонента в жидкой фазе (x_i p_i),

  Р y_i = x_i p_i, (1)

Пусть имеется состав жидкой фазы х ₁ + х ₂ + ….. + х _n = 1,

закон Рауля - Дальтона будет

Дальтона                                                Рауля

p = p ₁ + p ₂ + ….. + p_n = x ₁ p ₁ + x ₂ p ₂ + ….. x_n p_n

или                      (2)

Данное ур-е наз-ют ур-ем начала контактного (однократного) разгазирования. можно найти конц-цию всех компонентов, находящихся в равновесном состоянии в паровой фазе

                (3)

при этом состав паровой фазы считается известным, т. е. у ₁ + у ₂ + ….. + у _n = 1.

контактирующей с газом, находят из выражений        (4)       и т. д.

Складывая конц-ции в жидкой фазе, получим

(5) Отсюда, если известен состав газовой (паровой) фазы, то общее давл-е смеси будет

                   

13. Определение количества газа выделяемого из нефти в сепараторах по коэффициенту растворимости.

Суммарное кол-во газа (свободного и растворённого), поступающего в первую ступень сепаратора:

V_o=Г_оQ_н                       (1)

Если нефть добывается с пластовой водой,то: Q_ж1

V_o=Г_о(1-W/100)Q_ж1                             (2)

где Го – газовый фактор. Q_ж1 – расход ж-ти (Н+В). W – обводненность.

Кол-во газа, оставшегося в нефти на перовой ступени сепарации:

V_p1=α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100)

α₁- коэф-т растворимости газа при давленииР₁ в сепараторе.

Кол-во газа, выделившегося из нефти (из воды не учитывается, т.к. его мало) на первой ступени сепарации:

V₁=V_o-V_p1= Г_о(1-W/100)Q_ж1- α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100)

Кол-во газа, выделив-ся на второй ступени сепарации опред-ся как разность величин растворенного газа на первой и второй ступенях:

V₂=V_p1-V_p2= α₁*p₁*Q_ж1(1-W/100) - α₂*p₂*Q_{ж 2}(1-W/100)

По данной схеме расчета для последующих ступеней:

V_n=V_{Pn -1}-V_n = α_{n - 1}*p_{n -1} *Q_{ж n -1} (1-W/100)- α_n*p_n*

*Q_{ж n}(1-W/100)

Приближенно средний коэфф. растворимости газа в нефти

α_ср=Г_о / Р_нас

а более точно α_ср=Г_Н/Р, где р- текущее давл-е, Па. Гн – кол-во растворенного в нефти газа.