3.2. Приборы и аппаратура для определения дебитов газа, конденсата и воды при газодинамических исследованиях скважин
Для контроля за разработкой Южно-Гремячинское месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
Безопасный спуск скребка в скважину через лубрикатор.
Для спуска дистанционных приборов и скребков в скважины применяют лубрикаторы со специальным сальником, который состоит из корпуса, двух уплотнений с буферной емкостью между ними, штуцера для отвода просочившейся жидкости через нижнее уплотнение.
Скважина должна быть оборудована рабочей площадкой с лестницей и перилами. Перила должны быть высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии 40 см друг от друга и бортом 15 см.
Специальный лубрикатор должен быть оборудован самоуплотняющимся сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.
1. Установить лубрикатор на восемь шпилек.
2. Заново прикрутить ловильную головку к проволоке, если спуск скребка осуществляется через устьевой ролик или перед этим пропустить проволоку через лубрикаторный ролик, зажимной болт и сальниковый уплотнитель лубрикаторной головки.
3. После установки лубрикатора необходимо проверить его на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
4. Путем тщательного наружного и внутреннего осмотра оператор должен убедиться в механической исправности глубинного прибора.
5. Стальная проволока, применяемая для глубинных спусков должна быть цельной, без скруток. Во избежание травмирования рук концом стальной проволоки нужно работать только в рукавицах.
6. В процессе монтажа (демонтажа) скребок следует устанавливать на полностью закрытую буферную задвижку.
7. Опустить скребок в лубрикатор в лубрикатор (через устьевой ролик), завернуть лубрикаторную головку, зажимной болт, установить лубрикаторный ролик.
8. Открыть лубрикаторную задвижку, проверив лубрикатор на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
9. При спуске скребка в скважину, оператор должен следить за счетчиком глубины и управлять лебедкой. Спускать скребок при неисправном счетчике глубины ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Скребок нужно опускать и поднимать со скоростью не более 100 м/мин, последние 50 м – на самой низкой скорости не более 1 м/с.
Нельзя подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками при спуске или подъеме глубинного прибора.
По окончании подъема прибора проверить его наличие в лубрикаторе, путем небольшого раскачивания из стороны в сторону.
Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора необходимо давление снизить в нем до атмосферного.
После окончания глубинных работ на скважине необходимо привести всю запорную арматуру в соответствии с режимом работы скважины;
В современных напорных герметизированных системах сбора и
транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
АГЗУ «Спутник» (рисунок 2) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.
Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).
Замерно-переключающий блок содержит :
многоходовый переключатель скважин (ПСМ);
гидравлический привод ГП-1;
замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;
турбинный счетчик ТОР;
соединительные трубопроводы и запорную арматуру.
В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.
Процесс работы установок заключается в следующем .
Рисунок 3.2.1 – Схема АГЗУ «Спутник – А»
Процесс работы установок заключается в следующем .
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 Южно-Гремячинское 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.
Установка может работать в трех режимах;
через сепаратор на ручном режиме;
через сепаратор на автоматическом управлении;
через обводной трубопровод (байпасную линию);
Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо
закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.
При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:
закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
закрыть задвижки второго ряда (19)
производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ
снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере.
Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.
При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:
открыть задвижку (24)
открыть задвижки второго ряда (19)
закрыть задвижки первого ряда (18)
установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
закрыть задвижку (23)
стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.
Все операции производить при отключенном блоке БУИ.
При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:
произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ
Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
открыть задвижки первого ряда (18)
открыть задвижки (28,22,23)
закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
открыть краны под манометрами.
задвижки (26), (20) должны быть закрыты.
Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;
при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.
проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при
отсутствии телемеханики)
проверка герметичности наружных фланцев.
проверка герметичности технологического оборудования.
проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов средств автоматики.
проверка давления в сепараторе.
проверка предохранительного клапана.
проверка работы регулятора расхода и заслонки.
проверка фиксации каретки ПСМ.
слив грязи из замерного сепаратора.
уборка помещений от грязи.
проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров). проверка контактов реле и магнитных пускателей.
проверка хода рейки ПСМ.
проверка хода и фиксации каретки ПСМ.
осмотр трущихся частей регулятора расхода.
проверка герметичности каретки ПСМ.
проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С
один раз в шесть месяцев.
проверка датчика положения ПСМ.
проверка работы ПСМ
проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)
осмотр уплотнений средств автоматики.
На нефтепромыслах Казахстана наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :
40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;
10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;
400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.
Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин. Кроме установки «Спутник–А», применяются установки «Спутник–Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.
Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.
Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.
К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.
АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.
В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:
-Вентилятор центробежный:
взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.
-Датчик положения переключателя ПСМ
-Электродвигатель привода ГП-1М.
-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10
-Счетчик ТОР 1-50
-Манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный.
-Светильники ВЗГ-200 АМС.
-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.
-Обогреватель электрический ОЭВ-4.
1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо
производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.
2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.
3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.
4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.
5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.
6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.
7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.
Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, цели, назначения и характеристики залежи проводится в основном по двум схемам (рис. 1, 2).
Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов указанной схемы. В частности, если предполагается проведение глубинной дебитометрии или измерение забойного давления и температуры приборами с дистанционной регистрацией, то вместо обычного лубрикатора устанавливается лубрикатор для спуска приборов на кабеле. При этом машина с лебедкой заменяется одной из имеющихся геофизических каротажных станций АКС-64, АПЛ-64, АКСЛ-7. Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги, и нет необходимости спуска глубинных приборов, то забойное и пластовое давления можно определить по устьевым замерам расчетным путем, и тогда нет необходимости оборудовать устье скважины лубрикатором. Как правило, названный случай на практике встречается на неглубоких газовых месторождениях небольшой мощности при отсутствии подошвенной воды и условий образования жидкостной или песчаной пробки, при незначительном содержании тяжелых компонентов в составе пластового газа и т.д.
Рисунок 3.2.1 – Оборудования устья скважины, не подключенной к установке од подготовки газа: 1 – скважина; 2 – фонтанная арматура; 3 – лубрикатор; 4 – лебедка; 5 – бепаратор; 6 – емкость для замера жидкости; 7 – ДИКТ; 8 – факел вал линии; 9 – хавохатеры; 10 – термометр; 11 – глубинный прибор; 12 – крепление выкидной лапки; 13 – линия прода ингибитора.
Рисунок 3.2.2 – Оборудование устья скважин, подключеных к установке по подготовке газа.
Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Дебит газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. Для проведения намеченного исследования вход в общий коллектор закрывается задвижкой а и на линии испытания 2 открывается задвижка 6. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки. Большинство газогидродинамических и комплексных (с промыслово-геофизическими) исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. Основное преимущество испытания подключенных скважин - возможность проведения исследовательских работ без выпуска газа в атмосферу.
Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя; по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех 5-6 режимах, предусмотренных методикой исследований. В некоторых случаях, т.е. когда скважины вскрывают пласты с низким давлением и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.
Если скважина находится на разведочной площади и не введена в эксплуатацию, то возможности испытания в газопровод и использование данных эксплуатации отпадают. При этом нужно обратить внимание на продолжительность процессов стабилизации давления и использовать одну из модификаций метода установившихся отборов. При этом если значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений могут быть определены с требуемой точностью, то следует использовать только одну кривую стабилизации давления и дебита и, обрабатывая эту кривую, определить значения этих коэффициентов.
Рисунок 3.2.3 – Схема получения информации газогидродинамическими методами
Если исследование проводится с целью определения параметров пласта, предназначенных для прогнозирования темпа внедрения в газовую залежь подошвенной или краевой воды, то достаточно снять одну кривую восстановления давления, так как параметры, определяемые по кривым восстановления давления, более достоверно характеризуют отдаленную от забоя скважины часть пласта, чем параметры, определяемые стационарными методами.
Параметры, определенные по результатам метода установившихся отборов, являются осредненными от стенки скважины до контура питания и при сильном загрязнении призабойной зоны или улучшении в результате проведения интенсификационных работ могут существенно повлиять на величину осредненных параметров. Это влияние, в конечном счете, при прогнозировании продвижения воды в залежь может искажать истинные темпы вторжения воды. Существенным дополнением по совершенствованию испытания скважин и получению информации являются различные модификации метода установившихся отборов, позволяющие неоднократно сокращать продолжительность испытания скважин. Если скважина эксплуатационная и подключена к установке по комплексной подготовке газа, то следует пользоваться данными эксплуатации для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений и параметров пласта или же исследовать ее без выпуска газа в атмосферу. Ускоренные методы изучения скважин следует применять практически на скважинах всех месторождений, где продолжительность стабилизации давления и дебита и восстановления давления превышает 1800 с, т.е. то необходимое минимальное время работы и остановки скважины, которое предусматривается ускоренными методами.
Таблица – Результаты исследований скважины:
tст
|
0
|
60
|
120
|
180
|
600
|
1200
|
172800
|
259200
|
346000
|
Pзаб
|
33,4
|
35,3
|
36,3
|
37,3
|
37,9
|
38,2
|
39
|
39,06
|
39,07
|
Рзаб2
|
1115,56
|
1246,09
|
1317,7
|
1391,3
|
1436,41
|
1459,24
|
1521
|
1525,68
|
1526,46
|
Ln t
|
-
|
4,094
|
4,787
|
5,193
|
6,397
|
7,09
|
12,06
|
12,465
|
12,757
|
Рисунок 3.2.4 – Схема получения информации газогидродинамическими методами
|
Скачать 5.77 Mb.