Групповые, индивидуальные и передвижные замерные установки: виды, характеристика.

АГЗУ предназначены для автоматического определения дебитов нефтяных скважин по жидкости, контроля за работой скважин и бывают следующих типов:

АГЗУ «Спутник А, Б».

АГЗУ «Спутник АМ со счетчиком СКЖ»

ДЕЛЬТА-ГЗУ(А)–8×30–40 с СКЖ на каждом усе.

ИУ «Спектр» с расходомером «РИНГ» на каждом усе

Для отдаленных скважин применяются БИУС- блочные автоматизированные индивидуальные установки. БИУС 40-50, 40- рабочее давление не более 4,0 МПа, диапазон измерения 1-50мз\сут. Имеет замерный сепаратор, турбинный счетчик ТОР с выдачей сигнала в блок управления.

Для индивидуальных замеров дебитов скважин с УШГН для проверки отдельных усов скважин, подключенных к ГЗУ, применяются передвижные замерные установка АСМа со счетчиком СКЖ, ОЗНА с технол блоком, а также снятие динамограммы с расчетом дебита по программе, хорошо зарекомендовали себя ПК «МИКОН».

Для индивидуальных замеров дебитов скважин с УЭЦН применяется штуцирование. Диаметр штуцера подбирается по таблице. Манометры должны быть установлены от штуцера на расстоянии, равном не менее пяти диаметрам трубопровода. Значения давления и диаметр штуцера вносятся в соответствующую базу КИС «АРМИТС», на основании которых производится расчёт дебита (рис. 2.3.). Счетчиками СКЖ, РИНГ.

АГЗУ «Спутник А, Б»: А-16-14-400, А-40-14-400, А-25-14-1500, Б-40-14-500, Б-40-14-400. Спутники А осуществляют замер дебита, а Б- дополнительно подачу реагента и измерение влагосодержания нефти и объема газа. Расшифровка маркировки: А-16-14-400. Первая цифра 16 - рабочее давление не более 1,6 МПа, 14 – количество подключенных скважин, 400 мз\сут- пропускная способность.

Спутники состоят из двух блоков: замерного технологического блока и блока КИП. В Спутниках поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик (или ТОР), накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в БМА. Жидкость из скважины, подключенной на замер, направляется из ПСМ в головку гидроциклонного сепаратора, в котором газ отделяется от жидкости. На выходе газа из гидроциклонного сепаратора установлены регулятор давления и турбинный счетчик АГАТ. А учет жидкости по сборному коллектору осуществляется через турбинный преобразователь расхода НОРД.

Замерный технологический блок АГЗУ «Спутник» не обеспечивает требуемую точность определения производительности скважин. Во-первых, малодебитные скважины с низким газовым фактором не могут обеспечить нормальную работу замерного узла. Во-вторых, количество жидкости измеряется объемным расходомером, и на его значения будут влиять температура, плотность, вязкость и скорость протекания потока. Эти параметры жидкости у каждой скважины разные и стабильных результатов получить не удается. С целью решения этих проблем был разработан ГЗУ совместно с массовым счетчиком жидкости СКЖ, в технологическом блоке которого в обвязке добавляются фильтры грубой очистки на подводящих линиях. Спутник АМ 40-8-400-КМ с камерным преобразователем СКЖ для определения продукции малодебитных скважин от 0,5 до 120мз\сут.). Рабочее давление не более 4,0 МПа. Количество подключенных скважин- 8,10, 14. Пропускная способность – 30, 60, 120 т\сут.

 

Требования безопасности при проведении ремонтных работ на скважине.

1. Перед началом работ по текущему и капитальному ремонту скважин с работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ.

2. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой

3. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам,

4. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации.

5. Перед началом работ скважина должна быть заглушена.

6. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давлениедолжно быть снижено до атмосферного.

7.Манифольдная линия должна быть разобрана и установлена заглушка на линейную задвижку.

8. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

10. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса.

11. Без исправного индикатора веса проводить спуско-подъемные операции,

12. Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий:

- работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой

- работы по ревизии клапана-отсекателя,

- периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов:

13. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты, запрещаются.

14. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано.

15. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

18. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа,

19. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика.

20. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры про предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины.

21. На время простреленных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

24. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

26. Соседние с ремонтируемой, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами, скважины могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ.

28. При передаче газлифтной скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

29. Отключение газопроводов и демонтаж производит служба заказчика