АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Автоматизированные групповые измерительные установки пред­назначены для измерения производительности (дебита) каждой в отдельности из подключенных к ней группы нефтяных скважин.

Существуют различные типы групповых измерительных устано­вок — «Спутник-А», «Спутник-Б» и «Спутник-ВМР».

Групповая автоматизированная установка «Спут­ник А». Предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, для контроля за работой скважин и автоматического отключения их при аварийном состоянии на групповой установке. Установку применяют при одно­трубной системе сбора на нефтепромыслах, когда температура ок­ружающей среды низкая (Западная Сибирь, Коми АССР и др.). Установку выпускают в трех модификациях «Спутник А-16-14/100», «Спутник А-25-14/1500», «Спутник А-40-14/400». Первая цифра оз­начает рабочее давление, вторая — число скважин, подключаемых к установке, третья — наибольший дебит измеряемой скважины.

Установка (рис. 18.6) состоит из многоходового переключателя 1, двух отсекателей 3 и 4 типа ОКГ, установленных на расходомерной и выкидной линиях, электрогидравлического привода 5 типа ГП-1 для управления переключателем скважин и отсекателями, бло­ка управления 2 для управления приборами, выдачи сигналов на диспетчерский пункт и учета объема измеряемой жидкости; гидро­циклонного сепаратора 6 для отделения газа от измеряемой жид­кости.

Установка работает следующим образом. Нефть из скважины по­ступает в многоходовой переключатель. Далее по измерительному трубопроводу направляется в измерительный сепаратор 6 и затем в турбинный счетчик ТОР-1-50 8. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор 10 в сборно-сепарационную емкость или в сборный трубопровод.

Программа измерения дебита скважин задается реле времени в блоке управления. Через заданные промежутки времени реле вклю­чает гидропривод и скважины подключаются к измерителю. Подача скважин контролируется по работе измерителя с сигнализацией об аварийном состоянии через блок местной автоматики.

Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Накоп­ление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляются при помощи по­плавкового регулятора 9 и крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию га­зовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 5, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепа­раторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня от­крывается кран 7, давление между сепаратором и коллектором вы­равнивается, продавка жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Время продавки жидкости через расходомер от дебита скважины практически не зависит.

Такой циклический метод измерения обеспечивает пропуск по­тока жидкости через счетчик в турбулентном режиме при узком диапазоне изменения расхода, что дает возможность обеспечить измерение дебита скважин, изменяющего в широком диапазоне. Дебит каждой скважины определяют регистрацией накапливаемых объемов жидкости (в м1³), прошедших через расходомер, на индиви­дуальном счетчике импульсов в БМА.

Аварийное отключение скважин происходит при превышении давления в сепараторах, их переполнении или отключении элект­роэнергии. В этих случаях по сигналу датчика предельного уровня или электроконтактного манометра блок местной автоматики от­ключает напряжение с соленоидного клапана гидропривода, вслед­ствие чего поршни приводов отсекателей 3 и 4 под действием сило­вых пружин перекрывают трубопроводы.

После ликвидации аварии и снятия сигнала аварии на блоке ме­стной автоматики включается гидропривод, и под действием давления масла, подаваемого под поршни отсекателей, последние открываются. Контроль давления осуществляется манометром 11.

Па установке предусмотрена возможность ручного подключения скважин к измерительному устройству. Количество отсепарированного газа измеряется по методу переменного перепада давления дифманометром. Для этой цели на выкидной газовой линии уста­навливается камерная диафрагма.

Автоматизированная установка «Спутник-В» в отли­чие от рассмотренной установки «Спутник-А» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но также для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией преду­смотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток.

Установки «Спутник-Б» выпускают в двух модификациях:

«Спутник-Б-40-1,4/400»—на 14 скважин и «Спутник-Б-4,0-24/400»— на 24 скважины. По конструкции установка «Спутник-Б» аналогич­на установке «Спутник-А» и отличается от последней наличием прибора для определения содержания воды в нефти (влагомера), насосов-дозаторов, специальных устройств для ловли депарафини-зационных шаров. Насос-дозатор предназначен для подачи реаген­та в общий коллектор для деэмульсации нефти.

Автоматизированная установка «Спутник BMP-40-14/400» предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из 14 подключенных неф­тяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного деби­та. Она обеспечивает: разделение продукции скважин по сортам, прием резиновых разделителей для очистки выходных линий сква­жин от парафина, автоматическую защиту промысловых коллекто­ров при повышении давления в них выше предельно допустимого, для выдачи в систему теле­механики информации о су­точном дебите и аварийных сигналах.

В качестве измеритель­ного прибора применяют вибрационные массовые расходомеры (BMP) типа «РУР-Вибратор-П» (ряд унифицированных расходо­меров), обеспечивающие измерения массы поступаю­щей из скважин газонефтя­ной смеси без предвари­тельной сепарации.

Блок-схема групповой измерительной установки ГЗУ-ВМР приведена на рис. 18.7. Она состоит из техно­логического блока 1 и бло­ка вторичных приборов и аппаратуры 11. Все первич­ные преобразователи (ПП) BMP (ПП1—ППп) монти­руют на приемной емкости ПЕ, чем обеспечивается на­длежащая жесткость за­крепления первичных пре­образователей и исключе­ние возможности их затоп­ления при снижении объема газа в извлекаемом из скважин флюиде. Приемная емкость через обратный клапан ОК. и через задвижку з подключена к промысловому коллектору ПК. Подключе­ние каждой скважины к ПП осуществляется через свой обратный клапан ОК и управляемый трехходовой клапан ТК.. Последний по­зволяет любую скважину или все скважины одновременно переклю­чать с измерения на промысловый коллектор, что бывает необходи­мо при ремонте или поверке одного из первичных преобразователей.

К промысловому коллектору подключен дистанционный датчик давления ДД. В блоке вторичных приборов и аппаратуры II раз­мещены блоки предварительной обработки БПО по одному на каж­дую скважину, коммутатор и полукомплект телемеханики ТМ, обес­печивающий передачу информации, получаемой от BMP на диспет­черский пункт (ДП) промысла. Каждый БПО состоит из анало­гового АП и цифрового ЦП преобразователей. С выхода последне­го комплекта за время, отведенное для измерения расхода одной скважины, числа, пропорциональные массовому расходу смеси (N_G) и ее средней плотности (Nр), через коммутатор передаются на ДП промысла, где обрабатываются по соответствующему алго­ритму с целью получения расхода отдельных компонентов смеси. В блоке II размещены также преобразователь напряжения в ча­стоту (ПНЧ) и цифровой преобразователь давления (ЦПД), по­зволяющие передавать на ДП усредненное за время измерения зна­чение коллекторного давления.

Если за время измерения BMP, подключенный к данной сква­жине, показал дебит меньший, чем минимально возможный, то че­рез ТМ на ДП вне очереди идет аварийный сигнал (AC) —оста­новка скважины.

Недостатком ГЗУ-ВМР является то, что информация о работе каждой скважины может быть получена только после обработки данных по этой скважине на ДП. Скважина при этом оказывается непрерывно подключенной к ГЗУ, и объем памяти и мощность ЭВМ по ДП непомерно возрастают.

Значительно рентабельнее иметь на каждой ГЗУ микроЭВМ, которая будет выполнять все служебные функции и вычислительные работы, связанные с обработкой получаемой с каждой скважины информации. На ДП по определенной программе или по запросу передается только интересующая промысел информация.