Работа групповой замерной установки куста № 161 добывающих нефтяных скважин Ватинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслужива

Работа групповой замерной установки куста № 161
добывающих нефтяных скважин Ватинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
1.Введение

1.1 Значение измерения продукции скважин.
Измерение продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для уста- новления оптимального режима работы скважин; суммарного учета коли- чества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета
типоразмера и количества необходимого оборудования , монтируемого на ус-
тановках подготовки нефти (УПН); анализа динамики разработки нефтяного
месторождения; конроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.
Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сво-
дится, как известно, к изучению скорости продвижения водонефтяного и га- зонефтяного контактов. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов, физических
свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости как по отдельным, так
и по всем добывающим скважинам.
В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин ха-
рактеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; темпом обводнености неф-
ти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам. Таким обра- зом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и под –готовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.
В настоящее время разработаны унифицированные методы системы сбо-
ра и подготовки нефти, газа и воды, в которых используется индустриализа –ция обустройства всех объектов, представляющее собой комлектноблочное исполнение всего оборудования.
Сепарационно-замерные установки предназначены для сепарации газа от
жидкой продукции и измерения расхода всех флюидов поступающих из неф-
тяных скважин. Знание дебита нефти, газа и воды по каждой скважине тре- буется для правильной эксплуатации нефтяного пласта. Необходимый для данной скважины дебит нефти устанавливается геологами с учетом измене-
ния границы ВНК в пласте и других факторов.

3.3 Принципиальная схема АГЗУ типа «Спутник». Принцип ее работы.




Блочные автоматизированные замерные установки «Спутник А» пред-
назчены для автоматического измерения дебита жидкости при совмест- ном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию
подачи жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной неф-
ти, а также для блокировки скважин при возникновении аварийных ситуа-
ций.
Установка работает следующим образом:
Продукция скважин по выкидным линиям , последовательно прохо-
дя через обратный клапан 1 и задвижку 2, поступает в переключатель
скважин ПСМ 4, после которого по общему коллектору через поршне
вой отсекающий клапан КПР – 1 8 направляется в сборный коллектор
система сбора.
В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерной отвод с поршневым отсекающим клапаном 7 направляется в двухем-
костной замерный гидроциклонный сепаратор 9, где происходит отделе- ние газа от жидкости. Газ по патрубку проходит через заслонку 11
регулятора уровня 10 и по трубопроводу поступает в общий сборный
коллектор , где смешивается с замеряемой жидкостью и с общим по-
током продукции остальных скважин.
Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в
нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня
нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верх-
него задоного уровня действует на заслонку 11 на газовой линии, пере-
крывая ее. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора
начинает вытесняться через счетчик ТОР – 1 12. При достижении жидко-
сти нижнего уровня, поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления в нижней емко-
сти.
Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает цикли-
ческое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями,
что позволяет проводить измерение количества продукции скважин с ма-
лыми погрешностями и в широком диапазоне измерения дебитов. Во вре
мя слива жидкость проходит через счетчик ТОР – 1 12 и направляется в
общий коллектор .
Переклюение скважин на замере осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле време-
ни. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 6 гид-ропривода ГП – 1 5 и в системе повышается давление. Привод 3 перек-
лючателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП – 1 5 пере-мещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.
Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкре-
тных условий – дебита скважин, газового фактора, пульсации потока,
способов добычи, состояния разработки месторождения.
При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины
по очереди подключаются к переключателю ПСМ.
Установка типа «Спутник» оснащается приборами контроля и авто-
матического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой
(манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ – 16рув, регуля-
ром расхода, соилоидным клапаном КСП – 4, поршневым разгруженным клапаном КПР – 1, гидравлическим приводом ГП – 1, блоком управления
и индикации БУИ – 14)
Комплекс приборов обеспечивает:
автоматическое измерение дебитов скважин;
контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости;
автоматическую блокировку скважин при отключении давления в общем
коллекторе от нормального, или по команде с диспетчерского пульта.
В установках типа «Спутник А» турбинный счетчик одновременно
служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважин.
При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматизации выдает аварийный сигнал в систему телемехан-
ники.
Аварийная блокировка всех скважин осуществляется автоматически при помощи клапанов – отсекателей 7 и 8 в случае повышения или пони-
жения давления в коллекторе (например при запарафинировании или
порыве). При этом на диспетчерский пункт подается аварийный сигнал.
Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характе-
ристиками:
Таблица 3.3.1

Вязкость нефти (мПа*с) не более 80
Массовая доля воды в нефти не более 0,95
Массовая доля парафина не более 0,07
Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызывающей коррозию (свыше 0,3г/м2*г)
 
не допускается



3.4Расходомер ТОР – 1, конструкция, принцип работы.



Турбинный обьемный счетчик типа ТОР – 1 предназначен для измере
ния обьема жидкости, выходящей из замерного сепаратора. Жидкость че-
рез входной патрубок 2 по отводу поднимается к обтекателю 3, в поло-
сти которого находится лопастная турбина 11, вращающая под напором
набегающего потока жидкости. Число оборотов турбинки пропорциональ
но обьему протекающей жидкости. После турбинки поток жидкости экра
ном 10 направляется в окна обтекателя 3, пройдя которые он в простра-
нстве между стенками корпуса и обтекателя опускается вниз и через вы
ходной патрубок 14 выводится из счетчика. Турбинка подвешана на валу
на другом конце которого закреплена шестеренка понижающего редукто-
ра 4. Редуктор вращает внутренний цилиндр магнитной муфты 6. Корпус
счетчика закрыт крышкой 5 из антимагнитной нержавеющей стали, кото-
рая имеет цилиндрический стакан для размещения магнитной муфты. Че-
рез стенки этого стакана внутренний цилиндр магнитной муфты переда-
ет вращающий момент наружному цилиндру за счет магнитных сил. На
одной оси с наружным цилиндром магнитной муфты установлен механический счетчик 8 со стрелкой. На этой же оси закреплен диск 9
с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнит- ного датчика 7, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый
контакт. Получаемые сигналы регистрируются в блоке местной автомати
ки электромагнитным счетчиком. Одновременно каждая лопатка турбин- ки 11, проходя мимо магнитоиндукционного датчика 1, выдает электри- ческий сигнал, который регистрируется в блоке управления.
При тарировке счетчика его показания регулируются специальной
регулирующей лопаткой 13, расположенной в потоке жидкости непосред-
ственно перед турбинкой. Отклонением регулирующей лопатки от верти-
кального положения в ту или иную сторону можно изменить направле-
ние потока, воздействующего на лопатки турбины, изменив тем самым
частоту ее вращения при одном и том же расходе жидкости. Управление регулирующей лопаткой выведено наружу. Поворот вала управления про
тив часовой стрелкой увеличивает частоту вращения турбинки, а по ча-
совой стрелке – уменьшается. Винт для регулирования поворота регули-
рующей лопатки закрыт 12.
Турбиный счетчик ТОР – 1 монтируют на трубопроводе с помощью
специального быстросьемного хомутного соединения. Уплотнение дости-
гается за счет торцевого резинового кольца. Счетчик устанавливают ци-ферблатом вверх, отклонение корпуса от вертикали допускается не более 50.
Пропарка счетчика запрещена.
Техническая характеристика турбинных обьемных счетчиков типа
ТОР – 1 приведена в таблице 3.3.2