6. Элементы системы сбора и подготовки скважинной продукции
6.1. Схема групповой замерной установки (гзу)
Техническая характеристика основных типов автоматизированных ГЗУ приведена в таблице 5.
Таблица 9
ЗУГ-1 – предназначена для автоматического переключения скважин на замер, автоматического измерения дебитов скважин, подключенных к установке, контроля подачи жидкости и автоматической блокировке скважин при аварийном состоянии ГЗУ. Установка рассчитана на рабочее давление 10 кгс/см2 (~1 МПа).
ЗУГ-2 и ЗУГ-3 – отличаются от установки ЗУГ-1 в основном тем, что предназначены для работы при давлении до 64 кгс/см2.
ЗУГ-5 – выпускается на рабочие давления 16,25 и 40 кгс/см2.
«Спутник А» - аналогична установке ЗУГ-5, но вмонтирована в металлическую будку, имеющую теплоизоляцию, используется в районах с холодным климатом.
АГУ-3 и АГЗУ-1 – позволяют, как и установки ЗУГ-5 и «Спутник А», наряду с измерением дебита скважины по жидкости, измерять также и газовый фактор.
Принципиальная схема установки ЗУГ-5
Рис.10
Принцип работы автоматизированных замерных установок покажем на примере ЗУГ-5. На установке (рис.10) обеспечивается переключение скважин на замер по программе, устанавливаемой на реле времени в блоке автоматики. Гидропривод 4 включается за счет давления масла в цилиндре переключателя 5. Гидропривод вращает поворотный патрубок 6 – многоходовой переключатель переключается на очередную скважину. Продукция от скважины 1, переключенной на замер, по трубопроводу 7 поступает в гидроциклонный сепаратор 8, где газ отделяется от нефти. Газ по трубопроводу 13 направляется в нефтяной коллектор 3.
Нефть из гидроциклонного сепаратора 8 по трубопроводу 9 поступает в нефтесборник 10. По мере повышения уровня нефти в нефтесборнике поплавок 11 всплывает и закрывает заслонку 12 газовой линии сепаратора. Давление в сепараторе повышается, и нефть начинает поступать по трубопроводу 15 через турбинный расходомер 16 в общий коллектор 3 по трубопроводам 17 и 13. При снижении уровня в нефтесборнике 10 поплавок 11 опускается и закрывает заслонку 12 на газовой линии сепаратора. Давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и цикл накопления жидкости в нижней емкости сепаратора повторяется.
Жидкость из нефтесборника 10 может при необходимости поступать в общий коллектор 3 по линии 14, минуя расходомер 16. Продукция всех остальных скважин через многоходовой переключатель 2 направляется в выкидной коллектор 3. Дебит скважин регистрируют на блоке местной автоматики по количеству жидкости, прошедшей через счетчик.
Все приборы и устройства, кроме блока местной автоматики (БМА) смонтированы на одном основании.
Для контроля и регулирования процесса разработки месторождения важное значение имеет систематический замер дебитов нефти и газа. При этом особое внимание должно быть обращено на изменение обводненности добываемой нефти и на увеличение газового фактора по скважинам. Систематический замер дебитов нефти дает большое представление о состоянии залежи, снижении или увеличении Рпл и Рз и вытекающие из этого меры, которые необходимо принять для рациональной разработки месторождения.
При герметизированной схеме сбора нефти и газа количество добываемой жидкости (нефти и воды) замеряется на групповых замерных установках (ГЗУ) типа «Спутник»: «Спутник А», «Спутник В», «Спутник Б-40» и другие. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторах жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике.