4. Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-а, Спутник –б, Спутник- в, расходомеры, влагомер, диафрагмы).

«Спутник - А» предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику», контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

«Спутник - А» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. «Спутник - А» работает по задаваемой пpoгpaммe, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требования службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин (ПСМ) 13, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 12 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется при кратковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-l или «Норд», установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавком регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок регулятора закрывает газовую линию и, следовательно, повышается давление в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный расходомер. Когда поплавок достигает нижнего заданного уровня, заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за время замера зависит от дебита измеряемой скважины. Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости (м³), прошедшие через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения. Турбинный расходомер одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей. «Спутник - А» выпускаются на рабочее давление от 1,5 до 4 МПа на максимальную производительность скважины по жидкости 400 м³/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости «Спутником- А» колеблется в пределах ±2,5 %. Блоки «Спутника - А» могут быть обогреваемыми, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, республиках Коми, Татарии, Башкирии и других районов, имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатком «Спутника – А» является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствия на «Спутнике - А» влагомера.

Рис. 1. Технологическая схема «Спутника - А»: 1 - выкидные линии от скважин; 2- обводненная скважина; 3 – замерный патрубок; 4- гидроциклонный сепаратор; 5- заслонка на газовой линии; 6 - турбинный расходомер; 7 - уровнемер (поплавковый); 8 - гидропривод; 9 ­- электродвигатель; 10 - отсекатели; 11- сборный коллектор; 12- роторная каретка переключателя; 13 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 14 - силовой цилиндр.

Рис. 2. Технологическая схема «Спутника - В»:

1 - распределительная батарея; 2 - штуцеры; 3- емкость для шаров; 4 -трехходовые клапаны; 5- трехходовые краны; 6-замерная линия; 7-коллектор обводненной жидкости; 8- коллектор безводной нефти; 9 - гаммa-датчики нижнего и верхнего уровней жидкости; 10 - сепаратор; 11- диафрагма для измерения газа; 12- заслонка; 13- сифон; 14- тарированная емкость; 15- тарированная пружина.

Схема "Спутника-В», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефгегаз, приведена на рис. 2. «Спутник-В», как и «Спутник-А», предназначен для автоматическою переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита свободною газа.

Измерение продукции скважин при помощи «Спутники-В» происходит следующим образом.

Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер, она попадает в трехходовой клапан 4. Из него нефтегазовая смесь может направляться или в линию 6 для измерения нефти и газа в сепараторе 10, или в линию 8- общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер и обводненных, и безводных скважин проводится автоматически через определеннее время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанав 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор, измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал уровней жидкостей на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть-вода) определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиком верхнего и нижнего уровней и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяемся сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем

После тою как тарированная емкость 14 наполнялась жидкостью, и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе увеличиваются давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор 7. Количество газа и меряется эпизодически при помощи диафрагмы 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти через трехходовой кран 5, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана 4.

Недостаток «Спутники -В» заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Схема «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиа­лом ВНИИКАнефтегаза, приведена на рис. 16.

Рис. 16. Технологическая схема «Спутника  Б  4014500»:

1  обратные клапаны; 2  задвижки; 3  переключатель скважин многоходовой (ПСM); 4  роторный переключатель скважин; 5  замерная линия; 6  общая линия; 7  отсекатели; 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 1ба  золотники; 17  поплавок; 18  расходо­мер жидкости; 19  поршневой клапан; 20  влагомер; 21  гидропривод; 22  элек­тродвигатель; 23  сборный коллектор; т  выкидные линии от скважин

«Спутник Б-40» предназначен для автоматического переключе­ния скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. «Спутник Б-40» более совершенен, чем «Спутник-А». На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в «Спутнике Б-40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника Б-40» так же, как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим обра­зом. Если, например, скважины обводнились, а остальные две­надцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость мно­гоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. 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 механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на порш­невой клапан.

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 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 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 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

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

Дебиты жидкости (нефть, нефть + вода) скважин, подключен­ных к «Спутнику Б-40» и «Спутнику-А», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа, разработанных Октябрьским фи­лиалом ВНИИКАнефтегаза.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры ТОР-1 (рис. 17) состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.

1 – сварной корпус, 2 – обтекатель, 3 – магнио-индукционный датчик, 4 – экран-отражатель, 5 – понижающий зубчатый редуктор, 6 – перегородки, 7 – электромагнитный датчик, 8 – механический счетчик, 9 – диск с магнитами, 10 – магнитная муфта, 11 – крыльчатки, 12 – крышка, 13 – регулирующая лопатка.

Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса 1 и обтека­тель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вра­щение. После крыльчатки направление движения жидкости экра­ном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо про­порционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шка­лой (цена деления 0,005 м³). Одновременно со стрелкой механи­ческого счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электриче­ские сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоидукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистри­руется в блоке регистрации.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м³/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м³/ч  ±5%, от 5 до 30 м³/ч  ±2,5%. В реальных условиях из-за плохой сепарации эта погрешность может достигать большой величины.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показа­ниями датчика влагомера.

Наибольшее распространение в России и за рубежом получил один из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлек­триком и имеет диэлектрическую проницаемость _н = 2,1  2,5, тогда как диэлектрическая проницаемость минерализованных вод достигает _в = 80. Такая разница в диэлектрической прони­цаемости воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь.

Емкость конденсатора определяется по формуле

(11)

где S  поверхность обкладок конденсатора; _с  диэлектри­ческая проницаемость среды между обкладками; l  расстояние между обкладками.

Таким образом, если площадь S обкладок конденсаторов, опу­щенных в анализируемую смесь, и расстояние l между ними неизменны, то емкость конденсатора С будет зависеть от измене­ния _c, т. е. от изменения содержания воды и нефти.

Разработан унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объем­ное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2,5 до 4%.

Схема емкостного датчика приведена на рис.18.

Схема емкостного датчика

1 – сварной корпус, 2 – стеклянная труба, 3 – электрод, 4 – регулятор длины электрода (шток), 5 – штурвал, 6 и 10 – верхний и нижний фланцы соответственно, 7 – стальная труба, 8 – кольцо для крепления стеклянной трубы, 9 – металлический цилиндрик.

На верхнем отводе датчика показан вывод для замера емкости конденсатора, а на нижнем отводе  подключение электротермометра Т с тем­пературным мостом. Для защиты от коррозии и отложений пара­фина корпус покрывают изнутри эпоксидной смолой или бакели­товым лаком. На верхнем фланце 6 монтируется внутренний элек­трод 3, особенностью которого является наличие регулятора его длины, действующего при помощи вращающегося штока. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верх­нему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы на длине 200 мм нано­сится распылением слой серебра, являющегося внутренним элек­тродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком, можно выдвигать из электрода на требуемую длину металлический ци­линдрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, таким образом, настраивать влагомер на измерение различных сортов нефти с различной обводненностью. Шкала влагомера, находя­щаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды. На точность измерения этим прибором коли­чества пластовой воды и нефти значительное влияние оказывают:

1) изменение температуры нефтеводяной смеси;

2) степень одно­родности смеси;

3) содержание пузырьков газа в потоке жид­кости;

4) напряженность электрического поля в датчике.

Для более точного измерения содержания воды в нефти необ­ходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с нефтью (_Г = 1), и поток жидкости перед поступлением в датчик тщательно перемешивать для достижения однородности смеси, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний прибора.

Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении и должен пропускать через себя всю жидкую (нефть + вода) продукцию скважины.

Измерение количества газа на всех «Спутниках» проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1 с максимальной относительной погрешностью измерения в диапазоне расходов: 5 10  4%, 10100  2,5%.

Регистрация расходов газа осуществляется как на интегрирую­щих счетчиках, так и на самопишущих приборах.