Групповая замерная установка
Cтраница 2
Блочная групповая замерная установка позволяет подключать для контроля производительности и некоторых других параметров до 14 скважин, причем число подключаемых скважин может быть разным в зависимости от схемы обустройства промысловой площади. [16]
Групповая замерная установка Спутник-А, обеспечивающая периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти. На рис. 102 показана типовая структурная схема такой установки. По замерному патрубку продукция одной из подключенных скважин направляется в гидроциклонный сепаратор 7, затем в турбинный счетчик типа Тор и возвращается в общий рабочий коллектор. В это время продукция всех остальных скважин через переключатель 1 поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Таким образом, периодически измеряется дебит каждой из скважин. Поочередное подключение их к замерному патрубку осуществляется по заданной программе путем поворота роторной каретки 3 переключателя на определенный угол. [17]
 |
Схема установки АГМ. [18] |
Групповые замерные установки различных типов имеют следующие функциональные узлы: блок переключения, который по заданной программе подключает каждую скважину на гребенке к измерительному блоку; измерительный блок для измерения дебита каждой скважины, состоящей из сепаратора и измерительного устройства-дебитомера; блок автоматики и управления для переключения скважин на измерение, учета работы измерительного устройства и автоматической защиты групповой установки при аварийных режимах. К одной установке АГМ-2 подключают от 8 до 12 скважин. [19]
Наиболее распространенной групповой замерной установкой в Западной Сибири, Урало-Поволжье и других районах является САК типа Спутник, также периодического действия с наполнением и опорожнением мерника. Продукция нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, поступает через обратные клапаны к многоходовому переключателю и через его общий коллектор и отсекатель 2 в сборный промысловый коллектор. [20]
Размещение групповых замерных установок ( ГЗУ) на кустах скважин должно увязываться со схемой генерального плана месторождения. В качестве замерных установок рекомендуется применять установки типа Спутник, Биус и других модификаций. Количество установок и их размещение должно определяться технико-экономическим расчетом. Соответствие паспортных данных замерных установок конкретным условиям работы должно проверяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции скважин. На площадках замерных установок ( ЗУ), при необходимости, должна предусматриваться установка блоков закачки реагентов - деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. [21]
Классификация групповых замерных установок следующая. [22]
Преимуществом данной групповой замерной установки является возможность переключения продукции обводнившихся скважин в коллектор обводненной нефти, а также большая точность измерения дебита жидкости. [23]
К кзадой групповой замерной установке подключается до 24 скваиин. Замер продукции по каядой подключенной сквавине производится по определенной программе. Для повышения точности осуществляется rasoj сепарация, затем газ вновь подается в иидкостный поток, который вместе со свободным газом под давлением транспортируется по коллектирам до технологических установок, обрабатывающих сырую нефть. Суть обработки - сепарация нефти от газа, отделение пластовой воды и обессиливание. Для предварительной деэмульсации, исключающей старение и образование эмульсий, уменьиения вязкости иидкости, что улучиает условкл транспортирования, на групповой замерной установке 2 автоматически с помочью дозатора 3 вводится реагент. Использование реагента снимает стойкость эмульсии, так как разрушаются бронирующие оболочки на глобулах воды, которые начинают укрупняться. В результате процессы деэмульсации протекают в трубопроводах. Турбулентное двияение иидкости около стенок трубы и выделение газа такие способствуют процессу деэмульсации. Балластная вода подается в сырую нефть через смеситель 4, перемеиивание такве ускоряет деэмульсацию. [24]
В групповых замерных установках для отбора проб используют пробоотборники: специальные типа Проба и многокамерные. [25]
При блокировке групповой замерной установки давление в трубопроводе повышается. [26]
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0 6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. Количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. [27]
На усах групповых замерных установок ( ГЗУ) в качестве исходной информации рассматриваются автоматически собираемые замеры расходных параметров потоков. Для каждого потока указывается предельно допустимое значение замера. При корректировке указывается ее причина, возможен просмотр истории корректировок. [28]
Продукция скважин через групповые замерные установки по трубопроводам ( рис. 73) поступает через узел распределения потоков и массообменный аппарат на узел предварительного разделения фаз. В узле распределения потоков размещен дозатор реагентов БР-25, через который в поток вводится деэмуль-гатор в смеси с растворителем или ингибитором ценообразования. [30]
Страницы: 1 2 3 4