8.2. Оборудование для замера дебита скважин

Для контроля за разработкой месторождений на каждой сква­жине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в про­дукции скважины. Эти данные дают возможность контролиро­вать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации воз­можных отклонений. Так, увеличение количества механичес­ких примесей в продукции скважины может возникнуть из-за разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита часто применяют сепарационно-замерные установки. При их работе для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслу­живает только одну скважину. Она состоит из одного газосепа­ратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продук­ция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сбор­ный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газо­сборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерни­ка за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нане­сены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня излива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гре­бенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин сме­шивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуаль­ной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сбор­ный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин при малых ли­нейных давлениях в системе сбора продукции может использо­ваться замерный трап, который оборудован замерными стекла­ми и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Ба-роняна — Везирова состоит из замерного трапа, распредели­тельной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция сква­жины направляется в газосепаратор для отделения газа от не­фти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количе­ство нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируе­мых на газосепараторе, а количество газа — приборами на га­зовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбо­ра и транспорта продукции скважины используют автоматизи­рованные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Продукция нефтедобывающих скважин подается на замер­ную установку типа «Спутник», на которой проводится перио­дический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, оп­ределяются процентное содержание воды в жидкости и количе­ство свободного газа. Запроектированы и применяются установ­ки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-540» и «Спутник-Б40—24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 8.6). Он предназначен для автоматического переключения сква­жин на замер по заданной программе и автоматического изме­рения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автома­тический влагомер нефти, непрерывно определяющий процен­тное содержание воды в потоке нефти; автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебеты обводнен­ных и необводненных скважин. Для этого поступают следую­щим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 8.6) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спут­нику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специ­альные обратные клапаны 1 и продукция обводненных сква­жин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сбор­ный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.

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 механизма ми 16 и 16а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

Рис. 8.6. Принципиальная схема «Спутника-Б40».

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

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 правою 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 18 отсчитывает количество прошедшей че­рез него жидкости [13].

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

Разработан также «Спутник-Б40-24, который отличается от «Спутника- Б40» лишь числом подключаемых скважин — к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные дан­ные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».

Установки «Спутник-А» и «Спутник-В» менее совершенны. Но в «Спутнике-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большо­го содержания парафина. При значительном содержании пара­фина он откладывается в тарированной емкости замерного ус­тройства и снижает точность замеров.

Параметры установок типа «Спутник» приведены в табл. 8.2. Рассмотрим устройство многоходового переключателя сква­жин «Спутника-Б40» 3, 4 (рис. 8.7). Переключатель предназна­чен для автоматического или ручного перевода продукции сква­жин в замерный сепаратор.

Переключатель состоит из стального корпуса 1с выходны­ми патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворот­ного патрубка 13 с подвижной кареткой 75 и валом 7, поршне­вого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 8.7, б) состоит из корпуса 21, ка­ретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и ка­реткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворот­ном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам пере­мещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и вы­точек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в вы­точки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обес­печивая герметичность замерного канала.

Таблица 8.2