Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.замер продукции скважин. Технологическая схема ГЗУ
Cбор и замеры добычи нефти на групповой замерной установке
Общие сведения
ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.
Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ
Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.
Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.
Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
2. Измерение количества и качества товарной нефти.
Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ее в резервуаре. Для этого резервуары калибруют, т.е. определяют их объем в зависимости от высоты подъема жидкости в резервуаре.
В зависимости от объема резервуара применяют разные методы калибровки. Для небольших резервуаров используют мерные сосуды, с помощью которых путем налива и слива отмеренных объемов воды, калибруют резервуары.
Могут использоваться объемные счетчики, которые замеряют количество налитой в резервуар воды, при этом измеряют высоту уровня в резервуаре и геометрические размеры резервуара.
Метод калибровки зависит от объема резервуара и от необходимой точности. Геометрические размеры резервуара определяют путем измерения высоты и внутреннего диаметра с помощью стальной рулетки.
Составляются калибровочные таблицы, в которых вводятся поправки на неровности днища резервуара, на оборудование, расположенное в резервуаре. Калибровочные таблицы являются документом, на основании которого учитывается сдаваемая товарная нефть.
Количество нефти считается в единицах массы, (т), для пересчета объемных количеств нефти в массовые необходимо определить плотность нефти.
Для определения плотности нефти из резервуара отбирают пробу нефти. Плотность нефти на разной глубине резервуара разная и зависит от содержания воды. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, следовательно, и плотность увеличивается сверху вниз.
Для расчетов пользуются средней величиной плотности нефти с учетом поправок на температуру.
В настоящее время применяют автоматизированные методы измерения количества нефти. Для этого применяют станции учета нефти (СУН).
Станции учета нефти замеряют количество нефти с помощью турбинных расходомеров. При этом учитываются поправки на температуру, давление, содержание в нефти воды, соли. Станции учета нефти могут монтироваться как на УПН, так и на ЦПС, к которому могут быть подключены несколько УПН.