методика выполнения. ШПОРА. Способы определения расхода нефти и жидкости I. На разрабатываемых месторождениях
 Скачать 189 Kb.
|
Вопрос № 21. Назначение, устройство, принцип действия и структурная схема измерительной установки АГЗУ типа «Спутник».На разрабатываемых месторождениях, установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ предназначены для измерений расхода добываемой скважинной продукции (нефти и нефтяного газа). АГЗУ устанавливаются непосредственно на промысловых кустах месторождений. Устройство . АГЗУ состоит из технологического и аппаратурного модулей. В технологическом модуле располагается система переключения скважин, сепараторная установка и измерительные линии с первичными блоками счетчиков жидкости и газа. В аппаратурном модуле устанавливают органы управления технологическим модулем, вторичные блоки счетчиков и телемеханика передачи данных в цех добычи. Автоматизированная замерная установка «Спутник»: 1. Переключатель скважин многоходовой (ПСМ). Назначение ПСМ — поочередное подключение одной из скважин к измерительному устройству. 2. Сепараторная установка (Гидроциклонная головка, верхняя и нижняя емкости). Назначение  разделение нефтяной продукции на жидкую и газовую фазы, соответствующей определенной ступени сепарации и порционное накопление жидкой фазы.3. РУПШ (регулятор уровня поплавковый). Назначение контроль за накоплением жидкости в сепараторе и управление газовой заслонкой. 4. Газовая заслонка. Назначение управление газовой линией. 5. Регулятор расхода. Назначение — при заполнении жидкости и достижении определенного давления открывает линию сброса в коллектор. 6. Счетчик жидкости ТОР (первичный блок с дополнительной местной регистрацией). Назначение — накопительный счет проходящей жидкости 7. Счетчик газа (первичный блок - регистрация во вторичном. Назначение — накопительный счет отсепарированного газа. 8. Коллектор. Назначение — сбор скважинной продукции в общий трубопровод. 9. Обратные клапаны. Назначение — обеспечение движения продукции только в одном направлении. Работа АГЗУ «Спутник» подразделяется на три этапа: 1) Выбор скважины для замера П) Разделение продукции выбранной скважины, на две фазы: - сырая нефть — водонефтяная смесь; - отсепарированный нефтяной газ; Ш) Цикличное измерение объемного расхода каждой фазы флюида. Принцип действия АГЗУ: Добываемая продукция с нескольких скважин поступает к АГЗУ по выкидным линиям. С помощью переключателя скважин многоходового выбирается необходимая скважина, которая подключается на вход сепараторной части установки АГЗУ для разделения нефтяной продукции и измерения ее расхода. Начальное состояние: При помощи ПСМ выбирается необходимая скважина на замер (остальные по байпасной линии обводятся мимо установки). Регулятор расхода 5 закрыт. Газовая заслонка 4 открыта. Поплавок РУПШ З находится в нижнем крайнем положении. Поступающая с выбранной скважины продукция, попадает в верхнюю емкость сепарационной установки 2  где разделяется на жидкую и газовую фазы, при этом жидкая, стекая из верхней емкости, накапливается в нижней, а газ по газовой линии проходит через газовый счетчик 7 и выпускается в байпасную линию 8, где снова смешивается с жидкостью. При достижении определенного уровня поплавка РУПШ перекрывает газовую заслонку 4 и в сепараторной установке начинает повышаться давление до определенного значения, при котором откроется регулятор расхода 5 и созданное давление «выжмет» жидкость через нефтяную линию и счетчик жидкости 6 в сборный коллектор. При этом откроется газовая заслонка 4 и давление в сепараторной установке снизится дозначения, при котором закроется регулятор расхода. Цикл накопления повторяется. Это обобщенная схема АГЗУ. В разных модификациях схема может быть разная, используются разные счетчики газа и жидкости (в последнее время массовые). Вопрос № 22. Методика проведения работ по измерению расхода жидкости и газа на установке АГЗУтипа «Спутник».Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ предназначены для измерений расхода нефти; объемного расхода и объема свободного нефтяного газа. 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: 1. Проверить работоспособность основных узлов: - отсутствие подклинивания и пропусков жидкости РУШИ (регулятор уровня поплавковый) и газовой заслонки - отсутствие пропусков жидкости в ПСМ и регуляторе расхода (клапан) 2. Проверить целостность пломб на СИ, исправность циферблата на ТОР О задвижках, кранах и предохранительном клапане не говорим, хотя внешний осмотр на предмет подтеков нефти тоже не повредит. Методика выполнения работ: При производстве ГДИ замеры дебитов жидкости и газа на автоматическом управлении не производят ввиду большого промежутка времени очереди замера. 1. Перевести АГЗУ на режим ручного управления. 2. Установить переключатель ПСМ на замеряемую скважину. 3. Дождаться начала цикличной работы сепаратора. 4. Записать начальные показания счетчика жидкости ТОР, счетчика газа НОРД и зафиксировать время начала замера. ТОР: Циферблат счетчика отображает основной расход жидкости в мз до запятой, после 10 запятой сотни литров. Круговая стрелочная шкала отображает десятки литров. АГАТ-1М (НОРД-ЭЗМ): Отсчет берется со вторичного блока расходомера установленном в аппаратурном модуле. Циферблат счетчика отображает основной расход в м . Не всегда на газовой линии в АГЗУ есть циферблат счетчика газа. 5. Через определенный интервал времени произвести следующий отсчет значений счетчиков (первый замер) и, вычислив разность показаний, рассчитать значение расхода. Замер на АГЗУ состоит минимум из двух замеров и в зависимости от дебита скважины подбирается: а) Интервал замеров — в среднем может составлять от 30 минут и более. б) Общая продолжительность замеров: - при исследовании методом установившихся режимов добывающих скважин — 4 часа на установившемся режиме, - 2 часа перед регистрацией КВД или КВУ, - для разведочных скважин и при регистрации КСД — в течение всего периода вывода скважины на установившийся режим - в периодически работающей скважине выполнение замера длится в течение всего периода отбора. Для этого в «ручном» режиме со счетчика АГЗУ регистрируются показания счетчика (первый замер) перед пуском скважины в работу, после остановки скважины также регистрируются показания счетчика (второй замер). 6. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в УВИ дебита нефтяных скважин на групповых установках или по ОСТ 39-114-80.  * 3600 * 24.Кроме того, необходимо учесть обводненность продукции (определяется по пробам в лабораторных условиях) и коэффициент усадки (отношение объема после отбора пробы и объема по истечению некоторого времени. Вопрос № 23. Назначение, устройство, принцип действия и структурная схема мобильной замерной установки типа «АСМА-Т» На разрабатываемых месторождениях, мобильные замерные установки предназначены для: - измерений расхода добываемой скважинной продукции (нефти и нефтяного газа); - определения дебита нефти и газа; - определение обводненности скважинной продукции; - определение газового фактора. Мобильные установки устанавливаются непосредственно возле исследуемой скважины. Устройство:АСМА-Т состоит из технологического и аппаратурного модулей, размещенных на шасси автомобиля. В технологическом модуле размещены сепараторная установка, замерная емкость жидкой фазы и измерительные газовые линии, а так же, датчики - первичные преобразователи СИ. В аппаратурном модуле устанавливают органы управления технологическим модулем, вторичные преобразователи СИ и программируемый контроллер обработки данных «Каскад-09М»  Мобильная замерная установка «АСМА-Т»:  1. Задвижка управляемая трехходовая. Назначение переключение скважинной продукции на измерение или на байпас . 2. Сепараторная установка. Назначение — разделение нефтяной продукции на жидкую и газовую фазы, соответствующей определенной ступени сепарации. З. Замерная емкость жидкой фазы. Назначение — накопление жидкой фазы для замера веса. 4. Газовые измерительные линии. Назначение — измерение объемного расхода отсепарированного газа. 5. Запорный клапан. Назначение — регулировка заполнения мерной жидкости - открывает линию сброса жидкой фазы в линию скважины. 6. Насос откачки. Назначение — отбор жидкой фазы из замерной емкости — включается одновременно с запорным клапаном. 7. Первичный преобразователь расходомера газа СВГ. Назначение — преобразование скоростного потока газа в частотные импульсы. 8. Первичный преобразователь давления газа. Назначение — преобразование давления в токовый сигнал. 9. Первичный преобразователь температуры газа. Назначение — преобразование давления в токовый сигнал. 10. Первичный преобразователь веса. Назначение — измерение массового расхода накапливаемой жидкой фазы путем преобразования в пропорциональный токовый сигнал и вывод его на контроллер. 11. Первичный преобразователь влагомера. Назначение — преобразование обводненности нефти в токовый сигнал. Принцип действия установки: Для подключения установки требуется частичная разборка фонтанной арматуры скважины. Подключение производится при помощи двух гибких армированных рукавов высокого давления РВД. По одному РВД скважинная продукция непрерывно поступает на вход установки, по другому РВД с выхода установки продукция возвращается обратно в линию. Работа АСМА-Т подразделяется на два этапа: I) разделение продукции нефтяной скважины, на две фазы: - сырая нефть — водонефтяная смесь; - отсепарированный нефтяной газ; П) измерение: - масового расхода жидкой фазы. о содержания воды в нефти - объемного расхода отсепарированного газа. Начальное состояние: контроллер «Каскад-09М» находится в режиме «ручное управление», при этом трехходовая задвижка направляет поток жидкости по байпасной линии сразу на выход. Перед запуском в режим «измерения» в контроллер установки предварительно вводятся контрольные значения минимального и максимального значения веса жидкости в измерительной емкости. В зависимости от дебита диапазон выбирается по таблице. (в дальнейшем котроллер будет отслеживать эти значения во время производства замеров).. Меньшие значения устанавливаются для того, чтобы период цикла не затягивался. После подготовительных работ установка переводится в режим «измерение»: трехходовая задвижка  направляет поток жидкости в трубный сетчатый сепаратор 2, где происходит разделение на жидкую и газовую фазы, при этом жидкая, стекая в измерительную емкость З, постепенно накапливается в ней, а газ по газовой линии поступает без перерыва в измерительную газовую линию 4.Замер расхода жидкой фазы производится в измерительной емкости З цифровыми весами 10: - контроллер начинает отсчет «времени накопления» с момента достижения минимального установленного веса. - при достижении максимального установленного веса контроллер прекращает отсчет времени и открывает запорный клапан 5 с одновременным включением насоса 6, который откачивает из измерительной емкости накопленную жидкость на выход из установки и далее в линию скважины. Во время откачки жидкости производится определение 0 о содержания воды в нефти при помощи проточного влагомера. - По достижении установленного минимального веса контроллер отключает насос 6 и закрывает клапан 5 при этом снова начинается отсчет «времени накопления».Цикл накопления и измерения с последующей откачкой жидкости повторяется заданное количество раз после чего трехходовая задвижка направляет поток жидкости через байпасную линию на выход. Расчет расхода и дебита жидкой фазы вычисляет контроллер. Замер расхода отсепарированного газа происходит непрерывно (в отличии от массы жидкости, когда во время откачки земер не производится) в газовой измерительной линии 4, при помощи вихревого расходомера с одновременным замером давления и температуры газа для введения поправочных коэффициентов (т.к. система находится под давлением т.е. замер определенной ступени сепарации). После газовой линии газ направляется на выход установки. Расчет расхода и дебита газа вычисляет контроллер. Расчет газового фактора производится автоматически контроллером ГФ=Qг/Qн - отношение количества газа (в мз) выделившемуся из нефти приведенного к атмосферному давлению и температуре 20оС, к количеству нефти (в т или мз) при том же давлении и температуре. Вопрос № 24. Физическая сущность понятий: измерение, принцип измерения, метод измерения, методика измерения, неопределенность измерения, погрешность средства измерения.Характеристики СИ, определяющие их точность. Измерение — познавательный процесс (опыт), заключающийся в сравнении измеряемой ФВ с такой же ФВ, условно принятой за единицу и хранящейся в СИ, и нахождение ее числового значения. Процесс наблюдения при измерении т.е. разовый отсчет на СИ — это Процедура измерения. Разовый отсчёт на СИ во время наблюдения процесса измерении результат однократного наблюдения, которое при определенных условиях можно назвать результатом однократного измерения. Результат измерения всегда именованное число, состоящее из единицы измерения, соответствующей измеряемой ФВ и числа, показывающего сколько раз единица содержится в данной величине. При необходимости дается оценка измерению (точность измерения) в виде границ максимальной абсолютной погрешности при заданной вероятности Любая процедура измерения основывается на: 1. Принцип измерения - это физическое явление, на котором основано измерение. Измерение давления на гидростатическом принципе - уравновешивание измеряемого давления высотой столба рабочей жидкости или используя упругую деформацию трубчатой пружины, сильфона или мембраны. 2. Метод измерения - это способ сравнения измеряемой ФВ с ее единицей Методы сравнения 1. Метод непосредственной оценки (отсчета) - метод измерений, в котором значение величины определяют непосредственно по отсчетному устройству прибора - шкале, имеющей градуировку в единицах измеряемой величины. 2. Метод полного уравновешивания а) Нулевой метод противопоставлений НМП - метод сравнения измеряемой ФВ с мерой, при одновременном воздействии на прибор сравнения, и соотношение между ними доводят до равенства. 6) Нулевой метод замещения НМЗ метод сравнения измеряемой ФВ с мерой, которые последовательно воздействуют на прибор сравнения, и соотношение между ними доводят до равенства. З. Дифференциальный метод - метод неполного уравновешивания а) Дифференциальный метод противопоставления ДМП - метод сравнения измеряемой ФВ с мерой, при одновременном воздействии на прибор сравнения, но соотношение между ними не доводят до равенства, а разность учитывается дополнительной мерой (например по шкале) 6) Дифференциальный метод замещения ДМЗ - метод сравнения измеряемой ФВ с мерой, которые последовательно воздействуют на прибор сравнения, но соотношение между ними не доводят до равенства, а разность учитывается дополнительной мерой (например по шкале). Методика выполнения измерений - совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности. (технология выполнения измерений с целью наилучшей реализации выбранного метода). По определению ИСО 2008 г. Неопределеность измерений — это неотрицательный параметр, полученный на основании измерительной информации, характеризующий рассеяние значений ФВ, приписываемых измеряемой ФВ. Погрешности СИ отражают несовершенство измерительного устройства и возникают в результате воздействия большого числа факторов, обусловленных их изготовлением, хранением, эксплуатацией и условиями проведения измерений. Характеристики СИ, определяющие их точность. 1) Приведенная погрешность — отношение абсолютной погрешности к нормируемому значению (как правило СИ), выраженная в процентах. Является оценкой точности измерительных приборов и показывает, какую долю составляет погрешность показаний конкретного СИ от его диапазона измерений  .Свойства []:1. Используется для сравнения точности СИ (учитываются сумма погрешностей: самого СИ  влияние внешних факторов и т.д.)2. Значение неизменно по всему диапазону показаний СИ З. Является пределом допускаемой основной или дополнительной погрешности, в рамках которого прибор допускается к работе с конкретными требованиями. |