Применяемое оборудование в системе сбора нефти и газа

Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождении участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС), откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦПС), а газ — на компрессорную станцию. Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов.

Сравнительно невысокое содержание нефтяного газа обеспечивает его сепарацию в две-три ступени. Сепараторы первой ступени размещаются непосредственно на месторождении, на ДНС.

Применяемые ГЗУ «Спутник»

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуации.

На Федоровском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

Блочные установки типа «Спутник А».

Спутник, А — базовая конструкция серии блочных автоматизированных замерных установок. Существует три модификации этих установок: «Спутник А-4−16−14−400», «Спутник АМ-25−10−1500» и «Спутник АМ-40−14−400».

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, на которое рассчитана установка; вторая — число подключенных к ней скважин и третья — наибольший дебит измеряемой скважины (м³сут).

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и щитового.

Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50°С и относительно влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник AM» приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник AM».

Аварийная блокировка всех скважин осуществляется автоматически при помощи клапанов-отсекателей в случае повышения или понижения давления в коллекторе (например, при запарафинивании или порыве), При этом на диспетчерский пункт подается аварийный сигнал.

Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками:

• — вязкость нефти, мПас, — 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 не допускается, вызывающей коррозию — свыше 0,3г/м²ч)

Блочная установка типа «Спутник Б-40−14−400». Предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, осуществления контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта.

Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.

Состоит из двух замерных обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.

В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа «Импульс» с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик «Агат», датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0.5Р10 для подачи реагента.

В блоке управления размещаются блок местной автоматики и индикации, силовой блок, устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения, суммарные данные измерении, состояние объекта, измерительный блок влагомера, электронный блок и блок питания счетчика нефти, регистратор счетчика газа, блок телемеханики.

Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от -55 до +55°С и относительной влажности воздуха 80%.

Техническая характеристика «Спутника Б-40−14−400» приведена в таблице 4.2:

Таблица 4.2. Техническая характеристика «Спутника Б-40−14−400».

На рисунке 4.3 приведена технологическая схема «Спутника БМ-40−14−400».

Рис 4.3. Технологическая схема «Спутника БМ-40−14−400»: 1-обратные клапаны; 2-задвижки; 3-переключатель .скважин многоходовой (ПCM); 4-роторный переключатель скважин: 5-замерная линия; б-общая линия; 7-отсекатели потока; 8- коллектор обводненной нефти; 9 и 12-задвижки закрытые; 10 и 11- задвижки открытые; 13- гидроциклонный сепаратор;14- регулятор перепада давления; 15- расходомер газа; 16 и 16азолотники; 17- датчик уровнемера поплавкового типа;18- расходомер жидкости «TOP-1»; 19- поршневой клапан; 20- влагомер;21- гидропривод;22- электродвигвтель;23- сборный коллектор;mвыкидные линии от скважин

Жидкость любой скважины «m», поставленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 4, а затем-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 механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда датчик поплавкового уравнемера 17 находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 16, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую 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, а 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 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины. Турбинные расходомеры ТОР-1, устанавливаемые на «Спутниках» предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 8010^-5 м³/с. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-05Р 10/100 с блоком для реагента.

Установка «Спутник Б» оснащена приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой-манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-1116руб, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-Ш, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, блоком управления и индикации БУИ.

Комплекс приборов обеспечивает:

• * автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;
• * контроль за работой скважин по подаче жидкости;
• * раздельный сбор обводненной и необводненной нефти;
• * подачу реагента в поток;
• * автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонений давления в сборном коллекторе от допустимого отсекающие клапаны по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обеспечивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважина останавливаются:

фонтанные — отсекателями, установленными на выкидной линии, механизированные — за счет отключения электропривода.

Системой автоматизации установки предусмотрена аварийная сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) при блокировке групповой установки, отсутствии подачи скважины, отключении электроэнергии и неисправностях в системе измерения скважин. Кроме того, на ДП передаются результаты измерения дебита отдельных скважин. Связь с ДП осуществляется телемеханическим каналом при помощи соответствующий аппаратуры телемеханики, размещенной на ДП и групповой установке.

Установка позволяет измерять нефть со следующими характеристиками:

• — вязкость нефти, мПа*с, не более — 80
• — массовая доля воды в нефти не более — 0,6
• — массовая доля парафина, не более — 0,07

погружным насосом 12НА9*4, который подает стоки из дренажной емкости на ввод насосов ДНС.