Туймазинское месторождение

4.3 Порядок снятия  динамограмм

Динамометрирование - изучение нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации ШСНУ. График изменения нагрузок называется динамограммой.

Порядок снятия динамограммы накладным датчиком «Микон-101»:

- с помощью  кабеля соединить БР с датчиком  динамографа

-остановить СК  вблизи нижней мертвой точки

-очистить от  грязи место под установку  датчика на нерабочей части  штока ниже траверсы

-включить прибор, первые две секунды после включения происходит тестирование датчика, сопровождающееся последующим включением всех светодиодов.

-закрепить датчик  на нерабочем участке штока  и по светодиодам произвести  затяжку винта в рабочем положении  так, чтобы горел средний светодиод.

- запустить СК  и выдержать несколько циклов  до выхода на рабочий режим

-установить параметры  замеров

-нажать клавишу SHIFT дождаться появления на экране сообщения 1Т периода, затем при прохождении штоком нижней точки нажать SHIFT для начала отчета контрольного периода, появляется сообщение 2Т периода, при прохождении штоком нижней точки второй раз нажимаем SHIFT, на экране фиксируется длительность замера и начинается процесс регистрации заданного числа цикла динамограммы, затем появляется динамограмма первого зарегистрированного цикла и цифровые значения: ход штока, мм; нагрузка, кг; коэффициент балансировки.

- по графическому  изображению и параметрам оцениваем  достоверность замера, при возникновении  сомнений повторяем замер однократным  нажатием клавиши SHIFT

-записать замер  в память  БР нажатием один  раз кнопки-(;).

 

 4.4 Программно-аппаратный комплекс «Микон-101»

 

        Программно-аппаратный комплекс «Микон-101» предназначен для акустического контроля уровня жидкости и измерения давления в затрубном пространстве, исследования работы скважин с глубинными штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного оборудования. Комплекс состоит из программной и аппаратной частей. В состав аппаратной части входят система акустического контроля (БР, УПАС, УГАС) и система динамометрического контроля (БР, ДН, ДВ).

         Устройство приема акустических  сигналов состоит из корпуса  со скобами, в муфте которого  выполнена резьба для присоединения  к патрубку затрубного пространства. Для присоединения УГАС служит штуцер с резьбой. Внутри корпуса установлен микрофон, который крепится винтом со стороны штуцера. Связь микрофона с платой предусилителя осуществляется через разъемное электрическое соединение. Плата предусилителя выполнена в виде кольца и герметично закрывается крышкой. На корпусе УПАС  установлен датчик давления. Устройство генерации акустических сигналов  устанавливается на штуцер УПАС и предназначено для создания акустического воздействия в скважинах без давления, путем быстрого сжатия гофры. Клапан устанавливается на штуцер УПАС и предназначен для создания акустического сигнала в скважинах с избыточным давлением, путем кратковременного его открытия.

 

Рисунок 19 -  Комплекс «Микон-101».

Блок регистрации состоит из следующих функциональных узлов:

-микропроцессора - для управления состоянием и  режима работы узлов и обработки  информации соответственно с  программой;

- оперативное запоминающее устройство - для записи и обработки оперативных данных;

- энергонезависимое запоминающее устройство - для записи и долговременного хранения замеров;

- клавиатура - для ввода данных;

- устройство индикации (экран) - для визуализации данных;

- таймер-календарь - для регистрации даты и времени.

          БР выполнен в ударопрочном  антистатическом корпусе. Состоит  из верней и нижней крышек  и передней панели. На передней  панели установлены выключатель  для включения/выключения блока  и подогрева, разъем для подключения  к УПАС и ПК.  В верхней крышке размещены экран и клавиатура, состоящая из 16 цифровых и функциональных клавиш. В нижней крышке расположен отсек для автономного источника питания.

           Накладной датчик динамографа  предназначен для измерения относительной  нагрузки на штоке и для измерения перемещения штока. Состоит из корпуса, внутри которого размещена электронная плата, герметично закрытая крышкой, датчика нагрузки и датчика перемещения. Для задания усилия зажима имеется зажимной винт, для передачи сигнала в БР - разъем для подсоединения кабеля, на боковой поверхности размещены 3 светодиода - для индикации крепления датчика. Встраиваемый датчик динамографа устанавливается между траверсами канатной подвески и позволяет измерять абсолютное значение нагрузки на шток.

Рисунок 20 - Теоретическая динамограмма.

Точка А - начало хода устьевого штока вверх, АБ - восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана. Отрезок бБ - потеря хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб, отрезок БВ соответствует ходу плунжера вверх. При обратном ходе штока линия ВГ отображает разгрузку штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились). В интервале ГА (ход плунжера вниз) нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв - весу штанг и весу жидкости над плунжером.

Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 21 -  Фактические динамограммы.

 

Манометр-термометр глубинный МТГ-25 предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе по межтрубному пространству. Имеет энергозависимую память. Выполняет до пяти заданий последовательно по времени и по пороговому давлению. Результаты могут быть представлены на компьютере в виде графиков, таблиц или записаны в текстовый файл.

Автономный манометр-термометр АМТ-07 предназначен для измерения и контроля давления и температуры в эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважинах с последующим представлением результатов в функции времени или по стволу скважины. Используется при проведении поинтервальных замеров давления, при снятии кривых восстановления (падения) давления, при гидропрослушивании и при определении распределения давления, температуры и плотности по стволу скважины. Позволяет производить исследование на скребковой проволоке, на тросе или на трубах. 

 

 

 

5 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ  СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

 

        На первоначальной стадии разработки Серафимовского месторождения применялась индивидуальная технологическая схема сбора нефти и газа, согласно которой газонефтяная или газо-водонефтяная смесь из скважины поступала на индивидуальную трапно-замерную установку. В трапе происходило отделение нефти от газа при относительно низких избыточных давлениях от 0,02 до 0,15 МПа.

          Газ из трапов нескольких индивидуальных трапно-замерных установок поступал в газосборный коллектор, по которому направлялся на компрессорную станцию, а затем - на газоперерабатывающий завод.

Нефть из трапов (при эксплуатации обводненных скважин - нефть с водой) поступала в открытые мерники, выполнявшие функцию накопительных емкостей и замерных устройств.

При отсутствии условий для самотека жидкость из мерников откачивали насосом, минуя промежуточные пункты, непосредственно в товарные парки. Туда же откачивали жидкость из промежуточных сборных пунктов,

Измерение количества жидкой продукции скважины производилось в мернике при помощи деревянной замерной рейки с нанесенными на ней делениями.

         Стремление осуществить транспортировку жидкости самотеком вынуждало строить промежуточные и товарные парки в самых низких местах, где они традиционно оставались до настоящего времени. Одним из важнейших недостатков системы является ее не герметичность. Продукция скважин имела непосредственный контакт с атмосферой в многочисленных мерниках, резервуарах промежуточного сбора и товарных нефтепарков. Однако попытки отказаться от индивидуальной схемы в начальный период не приводили к успеху: происходило интенсивное запарафинивание трубопроводов, что значительно осложняло процесс транспортировки нефти и газа.

    Появление воды в нефти несколько ослабило интенсивность пара-финообразования, кроме того, появились эффективные методы борьбы с ним - тепловые, химические, механические. Дальнейшие работы по совершенствованию системы сбора были направлены на создание герметизированных групповых установок.

         Внедрение однотрубной системы ускорило перевод скважин с фонтанного способа эксплуатации на механизированную добычу, т. к. у многих фонтанных скважин давление на устье стало недостаточным для транспортировки продукции на большие расстояния.

 

 

 

Рисунок 22 - Схема однотрубной системы сбора нефти и газа.

Переход на однотрубную систему сбора нефти и газа осуществлялся заменой групповых трапно-замерных установок блочными автоматизированными замерными установками (АГЗУ) типа "Спутник". Эта установка предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, контроля за их работой и защиты трубопроводных систем от повышения давления.

 

 

 

 

 

 

          1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель; 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки (закрыты); 10, 11 - задвижки (открыты); 13 - гидроциклонный сепаратор;          

14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 - золотники;

17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти; m - выкидные линии от скважины.

 

         Рисунок 23 - Принципиальная схема установки «Спутник Б-40».

По методам измерения «Спутники» делятся на объемные (А и Б), щелевые (установка Вес), весовые (В), массовые (ВМР). По режиму измерения: накопительные и импульсные. По устройствам переключения на замер: с многоходовым переключателем и с трехходовыми клапанами.

Установку А рекомендуют применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и других агрессивных компонентов. Установка Б отличается от А наличием в ней автоматического влагомера, счетчика газа и блока дозирования химических реагентов. «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Первый содержит многоходовой переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, сепаратор, счетчик ТОР, запорную арматуру и соединительные трубопроводы. Второй блок содержит блок местной автоматики, блок питания и нагреватели.

 Принцип работы: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ.

Следует отметить, что в "Туймазанефть" был осуществлен раздельный сбор девонской и угленосной нефти, позволивший без смешивания транспортировать жидкости, содержащие разные по физико-химическим свойствам нефти.

До настоящего времени угленосная и девонская нефти собираются и перерабатываются раздельно.

         Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).  На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН установка по комплексной подготовке нефти.

                   Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

         Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

·  свечи аварийного сброса газа.

 

 

Рисунок 24 - Схема ДНС.

 

В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор. 

          Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления.

Блок сбора и откачки утечек служит для сбора утечек  от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.