Групповые замерные установки

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. При самотечной системе сбора измерение дебита скважин осуществляется на индивидуаль­ных или групповых трапно-замерных установках, в которых в ка­честве замерного устройства используется открытый мерник. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации нефти от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной сква­жине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа — на прием компрессорных станций.

На рис. 25 показана схема групповой трапно-замерной уста­новки, смонтированной на одном из месторождений объединения «Башнефть». Такие групповые установки обычно оборудованы распределительным коллектором 1, имеющим две линии — рабо­чую 2 и замерную 3, тремя-четырьмя вертикальными трапами (ТГ-1000-6, ТГ-1600-6), тремя-четырьмя мерниками объемом 14— 50 м³ и насосной 8 с двумя-тремя насосами. Один трап (4) и один мерник (5) предназначаются для периодического измерения дебита по жидкости каждой скважины, в то время как через другие трапы (6) и мерники (7) проходит продукция остальных скважин, под­ключенных к групповой установке. Основные недостатки подоб­ных групповых трапно-замерных установок: отсутствие гермети­зации мерников, в которых отделяется остаточный газ и уносится в атмосферу, и проведение вручную всех операций по переклю­чению и замеру продукции скважин.

Рис. 25. Схема групповой трапно-замерной установки

 

Следующим шагом к созданию автоматизированных группо­вых замерных установок были замерно-сепарационные установки, на базе гидроциклон­ного сепаратора типа ГС-1-1000-10 и дожимной нефтенасосной танции производительностью 500, 1000, 2000 и 5000 т/сут. В состав ее входят: приемный распределительный коллектор на 10-12 скважин; буферные емкости-сепараторы (50, 100, 160 м³), оборудованные на входе одноточными гидроциклонами типа ОГ-150-10; узел замера, состоящий из гидроциклонного сепаратора типа ГС-1-1000-10 и дебитомера ДПН-5; нефтенасосная на 3-4 насоса типа МС-30 или МС-50; помещение КИП и автоматики и щитовая; свеча для аварийного выпуска газа.

Принципиальная технологическая схема групповой замерно-сепарационной установки следующая: нефтегазовая смесь от скважин через распределительный кол­лектор, оборудованный задвижками и обратными клапанами, поступает в рабочую линию, далее в гидроциклонный сепаратор и в емкость-сепаратор (первая ступень сепарации). Для лучшей сепарации здесь имеются полки. Газ, отделившийся от нефти, направляется из емкости-сепаратора в газосборную сеть, а нефть с частично растворенным в ней газом поступает на прием насосов и далее по напорным нефтепроводам — на установки второй ступени сепарации.     

Для замера дебита одной из скважин продукцию ее направ­ляют по замерной линии распределительного коллектора в гидро­циклонный сепаратор ГС-1-1000-10, где осуществляется сепара­ция газа от нефти, после чего нефть проходит через дебитомер типа ДПН и сливается в буферную емкость, а газ направляется в газосборную сеть.

  Переключение скважин на замер осуществляется в основном вручную. На некоторых групповых установках смонтированы дополнительно распределительные устройства, позволяющие ста­вить скважины на замер автоматически, по программе.

Для предотвращения разгазирования нефти при движении ее от емкостей до насоса емкости установлены на высоте 1,5—3 м. Они оборудованы запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, приборами КИП и автоматики, площадками и лест­ницами.

Распределительный коллектор описанной установки разме­щается на открытой площадке, что резко снижает надежность групповых замерно-сепарационных установок, поэтому были про­ведены работы по размещению в одном здании насосной, распре­делительного коллектора, приборов КИП и автоматики и щита управления насосными агрегатами. Одновременно был упрощен распределительный коллектор и созданы более компактные груп­повые замерно-сепарационные аппараты (рис.26).

Рис.26 Общий вид автоматизированной групповой замерно-сепарационной установки

 

Автоматизация групповых установок была проведена с таким расчетом, чтобы, сохранив минимальное количество средств авто­матики, резко повысить надежность их работы. Для этой цели из распределительного коллектора были исключены отсекатели ОМК-1 и сигнализаторы потока.

На рис. 27, а приведена принципиальная технологическая схема автоматизированной групповой замерно-сепарационной установки.

 

Рис.27.Принципиальная технологическая схема автоматизированной групповой замерно-сепарационной установки

 

На этой установке замерный и групповой сепараторы совмещены в одной емкости, разрез которой показан на рис. 27, б. В качестве сепарирующего элемента использованы гидроциклон­ные головки конструкции института «Гипровостокнефть».

Групповой замерно-сепарационный аппарат разделен при по­мощи поперечных перегородок на три камеры (секции): камера / служит для сепарации продукции скважины, подключенной на замер; камера // (рабочая) — для сепарации продукции осталь­ных скважин; камера III является буферной емкостью перед насосами. Перегородка между камерами I и II герметически разоб­щает их, перегородки между камерами // и III позволяют про­давливать нефть из камеры // в камеру III за счет перепада давления, создаваемого регулятором 5. Для улучшения сепара­ции в камеры I и II вмонтированы по две кассеты. Нижние кас­сеты 6, представляющие собой сборки нефтесливных полок, слу­жат для увеличения поверхности разгазирования, верхние кас­сеты 7 (набор отбойно-направляющих пластин) предназначены для улавливания капель нефти, уносимых потоком газа. Переключение продукции, поступающей со скважин по ли­ниям 1 — 3, в камеры / или II осуществляется с помощью трех­ходового клапана 4.

Отделение нефти от газа начинается в гидроциклонах 8 типа ОГ-200-16 и продолжается в кассетах 6 в нижних частях рабочей и буферной камер аппарата. Из буферной части (///) сепаратора дегазированная нефть по коллектору поступает на прием насосов 9. Для автоматизации откачки нефти в буферной емкости сепаратора установлены три датчика предельного уровня 10.11 и 12 типа ДПУ-1. Верхний датчик 10 фиксирует аварийный уровень в буферной емкости и подает сигнал на блок местной автоматики при аварийном уровне, два других обеспечивает откачку нефти из буферной емкости. Когда уровень нефти в буферной емкости достигает поплавка датчика 11. включается рабочий насос и начинается откачка жидкости. После снижения уровня до датчика 12 последний дает сигнал на отключение насоса.   

В аварийных случаях (отключение электроэнергии, выход из строя рабочего и резервного насосов, отсутствие возможности приема нефти в товарном парке и т. д.) нефть из буферной емкости сепаратора поступает в аварийную резервную емкость 22 через клапан 13, который открывается при поступлении в блок местной автоматики аварийного сигнала от датчика 10. Одновременно на диспетчерский пункт подается сигнал «срочная авария». При этом поплавок 14 следует за уровнем нефти в камере /// и, воздействуя на заслонку 15, не допускает прорыва газа в аварийную емкость. Для автоматического отключения скважин с замера в камере / установлен датчик предельного уровня 16, который не допускает попадания нефти в газосборную сеть при повышении уровня в замерной камере.Производительность скважин, подключенных к групповой установке, замеряется дебитомером типа ДПН.

Отделившаяся в секции /нефть поступает в дебитомер 17 и через трехходовой клапан 18 сбрасывается в секцию // за счет перепада давления между рабочей (II) и замерной (/) секциями, создаваемого подпорным клапаном 19.

Для регулирования давления в сепараторе на газовом коллек­торе установлен пропорциональный регулятор, состоящий из из­мерительно-регулирующего устройства 20 типа РДН-2 и испол­нительного механизма 21 типа МРКЧ-4.

В процессе эксплуатации автоматизированных групповых за-мерно-сепарационных установок были выявлены следующие их недостатки:

1) разделение сепарационного аппарата на три секции приво­дит к тому, что объем буферной емкости недостаточен для нор­мальной работы откачивающих насосов (частые включения и отключения), особенно при значительном превышении производи­тельности насосов по сравнению с производительностью скважин;

2) необходимость поддержания перепада давлений между за­мерной и рабочей, а также между рабочей и буферной секциями усложняет автоматизацию работы сепарационного аппарата;

3) погрешность применяемого для замера продукции скважин дебитомера типа ДПН достигает ±30% при дебитах скважин, превышающих 100 т/сут;

4)газ для пневмосистемы исполнительных механизмов бе­рется из рабочей секции сепаратора без осушки, что может привести к гидратообразованию и отказу в работе исполнительных механизмов (трехходовых клапанов, дебитомера).

Помимо рассмотренных выше групповых замерно-сепарационных

установок были созданы и другие их

 Рис. 28. Принципиальная схема автоматизированной групповой установки АГМ-3

                                                                   модификации примени­тельно к особенностям эксплуатации нефтяных месторождений отдельных районов страны. Для условий эксплуатации скважин в южных районах, преимущественно в Азербайджане, институ­том НИПИнефтехимавтомат была разработана автоматизирован­ная групповая установка типа АГМ-3, которая успешно приме­няется в составе системы сбора нефти и попутного газа Бароняна— Везирова.

Система автоматизации установки АГМ-3 позволяет осуще­ствлять автоматическое программное подключение скважин к за­мерному сепаратору; раздельно измерять дебит скважины по нефти и воде. Результаты измерения дебитов передаются на диспет­черский пункт с указанием номеров скважин. Предусмотрены телесигнализация на диспетчерский пункт и телеуправление с диспетчерского пункта.

Принципиальная схема установки АГМ-3 приведена на рис.28. Основными элементами ее являются: пневматические трехходовые клапаны 12, осуществляющие подключение скважин к измери­тельному сепаратору 20 (их число соответствует числу скважин, подключаемых к данной групповой установке); замерный сепара­тор 20 для измерения продукции скважины раздельно по нефти  и воде, пневматический распределительный блок 10, блок электропитания 5, датчики нижнего (11) и верхнего аварийного (13) уровней жидкости в сепараторе, клапан с мембранным приводом для слива жидкости из сепаратора.

На диспетчерском пункте (ДП) 3 установки монтируется пульт управления 22 с вмонтированным в него программным устройством и генератором фиксированных частот, а также регистратор де­бита 23.

Принцип действия установки заключается в следующем.

Продукция от 16 скважин по выкидным линиям 1 подходит к групповой установке и попадает в общий коллектор 2. По команде с диспетчерского пункта или с помощью программного устройства один из распределительных клапанов 12 отключает соответствующую скважину от общего коллектора и направляет ее продукцию к измерительному сепаратору 20. После окончания измерения жидкость из сепаратора через клапан 18 сливается в общий коллектор.

Время подключения скважины к сепаратору, а также время измерения, опорожнения сепаратора и последовательность изме­рения устанавливаются с помощью программного устройства. Для измерения дебита выбранной скважины программное устрой­ство посылает импульс определенной частоты. Этот электрический импульс преобразуется в электропневматическом клапане типа ЭПК в пневматический импульс, воздействующий на пневматиче­ский шаговый распределитель 14 типа ПШР, который, направляя сжатый газ на мембранную головку распределительного кла­пана 12 выбранной скважины, переводит ее продукцию в измери­тельный сепаратор 20. Газ для пневматического распределителя отбирается из сепа­ратора по линии 4 и проходит фильтр 8 и регуляторы давле­ния 6, 7, 9.

По прошествии заданного программным устройством времени с помощью перечисленных устройств происходит отключение скважины от измерительного сепаратора и перевод потока жид­кости в общий коллектор. При этом автоматически включается телеизмерительное устройство и с помощью датчика уровня 19 начинается процесс измерения уровней нефти и воды в сепара­торе.

В сепаратор вмонтирована труба 15 из немагнитного мате­риала, в которую на тросике 16 опускается индикатор датчика уровня 21. Вдоль трубы, прослеживая уровни нефти и воды, пере­мещаются два поплавка 17 с встроенными в них постоянными магнитами. Масса поплавков подобрана таким образом, что один из них (нижний) всегда плавает на разделе нефть—вода, а другой (верхний) — на поверхности нефти. Номера скважины и сепара­тора фиксируются на диспетчерском пункте в регистрирующем устройстве.

После окончания измерения уровней и слива жидкости из се­паратора к нему подключается следующая скважина и т. д.

Для условий эксплуатации высокодебитных месторождений была разработана автоматизированная блочная групповая установка АГЗУ-2000-64, основными особен­ностями которой в отличие от аналогичных установок, описанных выше, является то, что она рассчитана на подключение пяти скважин с дебитами от 160 до 2000 т/сут и на работу при давле­ниях до 6,4 МПа (64 кгс/см²).

В соответствии с этими требованиями распределительный блок и блок замерного сепаратора также рассчитаны на рабочее давле­ние 6,4 Мпа и замер больших дебитов поступающей нефти.