Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Нижневартовский государственный университет» Факультет экологии и инжиниринга Кафедра нефтегазового дела Фамилия Имя Отчество Улучшение эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ в условиях Самотлорского месторождения Выпускная квалификационная работа Квалификация выпускника: Направление подготовки: Направленность (профиль) образовательной программы: бакалавр 21.03.01 Нефтегазовое дело Эксплуатация и обслуживание технологических объектов нефтегазового производства Руководитель: кандидат технических наук, доцент Иванов И.И. Допущена к защите «___» ___________2024 г. Зав. кафедрой нефтегазового дела ___________________ Дата защиты «___» ___________2024 г. Оценка ____________________________ ____________________________ (Председатель ГЭК) Нижневартовск – 2024 Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Нижневартовский государственный университет» Факультет экологии и инжиниринга Кафедра нефтегазового дела УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой _______________Чубарова О.И. «___» _____________ 2024 г. ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу Студенту (ке) Фамилия Имя Отчество_____________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 1. Тема выпускной квалификационной работы «Улучшение эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ в условиях Самотлорского месторождения»_ 2. Срок сдачи студентом законченной выпускной квалификационной работы «___» ___________ 2024 г. 3. Исходные данные к выпускной квалификационной работе: Дебит продукции скважин Самотлорского месторождения, геолого-геофизические характеристики и динамика разработки Самотлорского месторождения, АГЗУ Самотлорского месторождения, технологический регламент, нормативная и справочная литература_________________________________________________________________ 4. Содержание пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): 1. Обзор Саматлорского месторождения; 2. Технологический раздел; 2.1. Обзор и анализ замерных установок для замера и контроля работы скважин; 2.2. Описание АГЗУ «Спутник»; 2.3. Выявление недостатков АГЗУ «Спутник»; 3. Научно-исследовательский раздел; 3.1. Патентный обзор по теме АГЗУ; 3.2. Выбор и обоснование решений, направленных на устранение выявленных недостатков АГЗУ «Спутник»; 4. Расчетный раздел; 4.1. Оценка эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения; 5. Монтаж и эксплуатация оборудования; 5.1. Промышленная безопасность, охрана труда и окружающей среды; 5.2. Особенности эксплуатации оборудования АГЗС; 5.3. Охрана окружающей среды_______ 5. Перечень графического (иллюстративного) материала: Лист 1. Технологическая схема АГЗУ «Спутник»; Лист 2. Функциональная схема автоматизации АГЗУ «Спутник». Лист 3. Алгоритм САР_______________________________________________________________________ Дата выдачи задания Руководитель ВКР «___» _______________2024 г. _______________ (подпись) Задание принял к исполнению «___» _______________2024 г. __________________ (подпись студента) С программой государственной итоговой аттестации, включая требования к выпускным квалификационным работам и порядку их выполнения, критериями оценки защиты выпускных квалификационных работ, а также порядком подачи и рассмотрения апелляций ознакомлен(а) «___» _______________2024 г. __________________ (подпись студента) С календарным графиком выполнения ВКР ознакомлен(а) «___» _______________2024 г. __________________ (подпись студента) АННОТАЦИЯ Выпускная квалификационная работа 66 страниц, 20 рисунков, 17 таблиц, 21 источник литературы, 3 листа графической части. Самотлорское месторождение, автоматизированная групповая замерная установка, эксплуатационные характеристики, оптимизация, показатели надежности, ремонтопригодность. Объектом исследования является АГЗУ Самотлорского месторождения. Предметом исследования является возможность оптимизации эксплуатационных характеристик АГЗУ «Спутник» путем установки влагомеров и массовых расходомеров. Цель работы – улучшение эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ в условиях Самотлорского месторождения. В данном проекте произведено проектирование и обоснование оптимальной конфигурации АГЗУ в соответствии с геолого-геофизическими характеристиками и прогнозными показателями разработки Самотлорского месторождения. В результате выполненной работы разработана система автоматического регулирования датчиками АГЗУ «Спутник» и выполнено дооснащение установки метрическими приборами для повышения эксплуатационных характеристик. Результаты работы могут использоваться во всех компания занимающихся нефтепромыслом. ANNOTATION The final qualification work is 66 pages, 20 figures, 17 tables, 21 sources of literature, 3 sheets of the graphic part. Samotlorskoye field, automated group measuring unit, operational characteristics, optimization, reliability indicators, maintainability. The object of the study is the AGZU of the Samotlor deposit. The subject of the study is the possibility of optimizing the operational characteristics of the Sputnik gas turbine plant by installing moisture meters and mass flow meters. The purpose of the work is to improve the operational characteristics and maintainability of the AGZU in the conditions of the Samotlorskoye field. In this project, the design and justification of the optimal configuration of the AGZU was carried out in accordance with the geological and geophysical characteristics and forecast indicators of the development of the Samotlorskoye field. As a result of the work performed, a system of automatic control by sensors of the Sputnik gas station was developed and the installation was retrofitted with metric devices to improve operational characteristics. The results of the work can be used in all companies involved in the oil field. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 7 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ .............. 9 1.1 Общие сведения о месторождении.............................................................. 9 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения ............................. 10 1.3 Физико-химические свойства нефти ......................................................... 15 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ..................................................................... 16 2.1 Обзор и анализ замерных установок для замера и контроля работы скважин............................................................................................................... 16 2.1.1 Установки измерительные «Масса» ................................................... 19 2.1.2 Групповые замерные установки «Дельта» ........................................ 20 2.1.3 Блочная автоматизированная индивидуальная установка «БИУС 40-50».............................................................................................................. 21 2.1.4 Замерная установка «Мера-ММ2» ..................................................... 21 2.2 Описание автоматической групповой замерной установки «Спутник» 26 2.3 Выявление недостатков автоматизированной групповой замерной установки «Спутник»........................................................................................ 31 3 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ РАЗДЕЛ .............................................. 33 3.1 Патентный обзор ......................................................................................... 33 3.2 Выбор и обоснование решений, направленных на устранение выявленных недостатков автоматизированной групповой замерной установки «Спутник»........................................................................................ 43 3.2.1 Алгоритм автоматического регулирования параметров автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» ........... 44 3.2.2 Дополнительное метрологическое обеспечение автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» ........... 45 4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ ..................................................................................... 51 4.1 Оценка эксплуатационных характеристик автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения .................................................................................................. 51 4.2 Оценка показателей надежности автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения ............................................................................................................................. 54 4.3 Оценка показателей ремонтопригодности автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения .................................................................................................. 56 5 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДА....................... 59 5.1. Промышленная безопасность и охрана труда ......................................... 59 5.2. Меры безопасности при проведении замеров в помещении автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» ............... 61 5.3. Охрана окружающей среды ...................................................................... 63 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 64 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ........................................... 65 5 ВВЕДЕНИЕ Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. При этом в самом общем случае, основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений. Одним из важнейших звеньев в схеме сбора продукции скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). АГЗУ с помощью встроенного сепаратора позволяют разделять добываемую ГЖС на жидкостные и газовые потоки, каждый из которых проходит по своей линии, затем смешивается и уходит в общий коллектор. Однако, находящиеся в эксплуатации и выпускаемые в настоящее время АГЗУ типа «Спутник» не удовлетворяют требованиям, конкретизированным в национальном стандарте ГОСТ Р 8.615-2005. В АГЗУ «Спутник» поступающая из скважины трёхкомпонентная смесь (нефть с растворённым в ней нефтяным газом, свободный нефтяной газ и вода) разделяется в газожидкостном сепараторе на два потока – жидкостный и газовый каналы соответственно. В жидкостном канале установлен объёмный расходомер-счётчик жидкости, а в газовом канале – объёмный расходомер газа. Таким образом, в АГЗУ «Спутник» измеряется расход жидкости (смеси нефти с растворённым в ней газом и воды) и расход свободного газа, но не определяется собственно расход нефти, содержащейся в смеси. В принципе, радикальное решение задачи измерения всех трёх компонентов смеси (нефти, воды и газа) может быть получено в процессе дальнейшего развития технологии нефтяной расходометрии за счёт перехода к созданию бессепарационных многокомпонентных расходомеров. Разработкой таких измерительных систем под приведённым наименованием многокомпонентных расходомеров, а также трёхкомпонентных расходомеров, многофазных и трёхфазных расходомеров занимается на протяжении уже более двадцати лет ряд зарубежных и отечественных фирм. Однако разработанные к настоящему времени трёхкомпонентные расходомеры не удовлетворяют требованиям по точности и экологической чистоте. Кроме того, трёхкомпонентные расходомеры, предлагаемые рядом зарубежных фирм, таких как Agar Corporation, Schlumberger, Roxar и других, очень дороги – порядка двухсот тысяч долларов за один образец, что делает их нерентабельными для установки не только на каждую скважину, но даже на каждую АГЗУ. В результате как в России, так и за рубежом в развитии метрологии добывающих нефтяных скважин родилось направление, имеющее целью преобразование выпускаемых и находящихся в эксплуатации двухфазных 6 сепарационных АГЗУ, которые фактически являются технологическими устройствами, в измерительные устройства, определяющие с достаточной точностью расход каждого из трёх компонентов в добываемой сырой нефти. Ряд предприятий, разрабатывающих и выпускающих АГЗУ, предлагает напрашивающееся решение данной проблемы посредством использования в этих установках влагомеров и массовых расходомеров. Объектом исследования является АГЗУ Самотлорского месторождения. Предметом исследования является возможность оптимизации эксплуатационных характеристик АГЗУ «Спутник» путем установки влагомеров и массовых расходомеров. Цель работы – улучшение эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ в условиях Самотлорского месторождения. В соответствие с поставленной целью необходимо решить ряд основных и второстепенных задач: выполнить обзор и анализ замерных установок для замера и контроля работы скважин, привести описание АГЗУ «Спутник», а также сформулировать его основные недостатки; выполнить патентный обзор автоматических групповых замерных установок и обосновать решения, направленные на устранение выявленных недостатков АГЗУ «Спутник»; выполнить оценку эксплуатационных характеристик и ремонтопригодности АГЗУ «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения и предолжить рекомендации по их улучшению. 7 1 ОБЩИЕ МЕСТОРОЖДЕНИИ СВЕДЕНИЯ О САМОТЛОРСКОМ 1.1 Общие сведения о месторождении Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор) – крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 15 км северо-восточнее г. Нижневартовска, в районе озера Самотлор. На данный момент месторождение сохранило почти четверть своих извлекаемых запасов — около 0,9 млрд. тонн нефти по сравнению с 3,7 млрд. тонн в начале его разработки. Месторождение относится к ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1965 г. Мегионской нефтеразведочной экспедицией под руководством В. Абазарова. Самотлорское месторождение на многие километры окружают непроходимые болота. Для создания нефтепромысла на озере-болоте отсыпали искусственные острова для буровых вышек. Площадь лицензионного участка недр Самотлора – 2516,9 м2. Бурение первой эксплуатационной скважины было начато зимой 1968 г. Промышленная нефтегазоносность была обнаружена в 18 продуктивных пластах, приуроченных к юрским и меловым отложениям. Залежи – на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин – 47-200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 0,68-0,86 %. В 1981 г. была добыто 1 –млрд. тонн нефти. В 1980-х гг. добыча нефти составляла около 150 млн. т/год. В 1996 г. было добыто лишь 16,74 млн. т нефти. Всего на месторождении было пробурено 16700 скважин, добыто более 2,3 млрд. т нефти. В 2009 г. ТНК-ВР планировала добывать на Самотлоре 27,8 млн. т/год нефти, предполагая инвестировать до 2015 г 4,6 млрд. долл. США. В начале 2000-х годов на месторождении продуктивно работали нефтесервисные компании, в т.ч Halliburton, Schlumberger и др. В настоящее время оператором Самотлорского месторождения является НК «Роснефть». Добыча нефти на месторождении составляет около 22 млн. т/год. Разработку месторождения ведут Самотлорнефтегаз и РННижневартовск, дочки Роснефти. У Самотлорнефтегаза 9 лицензионных участков недр, на которых компания проводит: разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений; бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин; добыча, транспортировку, подготовку, переработку и реализация углеводородного сырья; обустройство нефтяных и газовых месторождений. На месторождении ныне есть 9370 добывающих и 4328 нагнетательных скважин. 8 Протяженность промысловых нефтепроводов – 2490 км, водоводов – 2422 км, других трубопроводов – 445 км. (рисунок 1.1). Пробурено 233 скважины, что на 40 % больше, чем в 2015 г. Рисунок 1.1 – Схема расположения трубопроводов и буровых площадок на Самотлорском месторождении С 2013 г. Цех восстановления экологии (ЦВЭ) работает в круглогодичном режиме: в 2014 г. госкомиссии были сданы 157 га рекультвированных земель, в 2015 г. – 178 га, в 2016 г. – 256 га, а к 2020 г. предполагается полностью рекультивировать земли Самотлора. В 2014 г. Самотлорнефтегаз начал реализацию проекта по строительству более 570 скважин с целью стабилизации добычи нефти. Предусмотрено уплотняющее бурение центральной зоны Самотлорского месторождения мобильными установками и разбуривание краевых залежей кустовым бурением. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения Западно-сибирский бассейн занимает 3400000 км. на низменности, расположенной между Уралом на западе и рекой Енисей, ограничивающей сибирский кратон с востока. С юга бассейн ограничен КазахстанскоАлтайской складчатой системой. На севере бассейн продолжается на 200-400 км на шельфе Карского моря вплоть до Новой Земли. Толщина отложений – в основном, чередующихся песчаников, алевролитов и глин варьируется от 1000-1500 м на периферии до 3000-6000 м в центральной и северной частях. Почти вся Западно-Сибирская низменность 9 покрыта четвертичными отложениями, только на южной границе можно встретить обнажения более древних мезозойских пластов. Добыча углеводородов в бассейне ведётся в четырёх крупных регионах: среднем Приобье, приуральской площади, южном бассейне, северном бассейне. В северном бассейне расположен Уренгой – крупнейшее в мире месторождение газа и несколько других супергигантских газовых месторождений. В среднем Приобье расположены Самотлор и другие гигантские месторождения нефти. К настоящему времени добыча в бассейне составила 70 миллиардов баррелей нефти и 1000 триллионов кубофутов газа. Самотлорское месторождение расположено на Нижневартовском куполе размерами 200 на 150 км, ориентированном в направлении регионального поднятия с севера от юры до сеномана. Данное исследование ограничено пластами от баррема до нижнего апта. В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740 – 2870 м) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента. Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежноморскими и морскими отложениями. На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь. В валанжинских породах на глубине 2000-2150 м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая до 50-55 % бензина и керосина, 0,6-0,7 % серы. В нефтяных пластах температура равна 65-70 ˚С. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200 т (в настоящий момент дебиты в среднем упали до 5-7 т). В некоторых скважинах первоначальные дебиты доходили до 1200 т\сутки. В каждой тонне нефти содержится до 100 м3 газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность. В аптских и барремских породах на глубине 1600-1700 м залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосина и бензина равняется 45-50 %, серы 0,8-0,9 %. Температура нефти в пластах 60- 65 ˚С. Суточная производительность скважин достигала 60-100 т (в настоящее время 3-10 т). В каждой тонне растворено до 150м3 газа. В самом верхнем аптском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения, значительно больше контуров Самотлора. Было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной 10 залежи уходит за границу Самотлорского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпайское, Мегионское и Ватинское месторождения. Геологический разрез и структурные карты меловых отложений Самотлорского месторождения нефти представлены на рисунке 1.2. а – геологический разрез: 1 – глины, аргиллиты; 2- алевролиты; 3 – чередование глин, алевролитов и песчаников (песков); 4 – песчаники; 5 – залежи нефти; 6 – залежи газа Рисунок 1.2 – Геологический разрез и структурные карты меловых отложений Самотлорского месторождения нефти Общая толщина платформенного чехла на месторождении превышает 2900 м. Разрез представлен осадочными, преимущественно терригенными образованиями от юрского до четвертичного возрастов. Фундамент сложен глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами верхнего палеозоя. Основные промышленные залежи Самотлорского месторождения связаны с горизонтами АВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10 раннемелового возраста. Менее значительные запасы углеводородов содержат также пласты АВ6-7 (вартовская свита), БВ19-20 (ачимовская свита) нижнего мелаи ЮB12 и ЮB10 (васюганская свита) верхней юры. 11 Некоторые параметры основных нефтегазоносных горизонтов месторождения приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Геолого-физические параметры и характеристика неоднородности залежей Самотлорского месторождения АВ1 АВ1-2 Горизонты АВ4-5 Глубина, м 1611 1654 1687 Нефтенасыщенная толщина, м 6,9 19,0 Проницаемость пород, мкм2 0,196 8,5 0,1510,676 Пористость пород, % 25,2 26,5 27,8 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,49 0,31 0,74 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3,9 6,3 9,42 Начальное пластовое давление, МПа 17,6 17,6 17,6 Давление насыщения нефти газом, МПа 11,0 11,6 13,3 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 1,45 1,51 2,13 Газосодержание, нм3/т 88 88 74,0 840 840 360 832 825 1,2 3,8 1,1 4,0 1,3 1,9 1,0-1,2 3,4-4,6 1,0 3,5 Показатели Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 Содержание серы по массе, % Содержание парафина по массе, % 0,863 БВ8 20112026 3,8-5,9 0,0720,863 22,824,5 0,350,58 2,754,31 21,1 10,110,6 1,131,15 94,595,7 БВ10 2165 6,5 0,098 28,7 0,24 4,76 21,6 10,210,4 1,01,15 85,895,0 На месторождении коллекторы нефти и газа представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами. Полимиктовый состав и гидрофильность при высоком содержании глинистых материалов определяют значительную удельную поверхность и остаточную нефтенасыщенность коллекторов месторождения [1]. Продуктивные горизонты месторождения представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоямиглин. В горизонте АВ1 вниз по разрезу выделяются продуктивные пласты АB11, АB12 и АB13. Пласты различаются по толщинам, площади распространения, глинистости и коллекторским свойствам. Улучшение коллекторской характеристики и уменьшение глинистости в горизонте прослеживаются вниз по разрезу. Горизонт АВ2-3 от пласта АB13 обычно отделен глинами, местами из-за отсутствия глин пласты сливаются. АВ2-3 литологически невыдержан как по площади, так и разрезу. Нижезалегающий горизонт АВ4-5 отделен от АВ2-3 глинами толщиной 6-10 м. Горизонт представлен преимущественно песчаниками. Глинистость и расчлененность возрастают к периферии залежи. 12 Горизонт БВ8 является основным продуктивным горизонтом месторождения. В разрезе выделяются пласты БB80, БB81, БB82 и БB83. Среди них литологически наиболее однородны и выдержаны пласты БB81 и БB82. В пласте БB80 коллекторы развиты в восточной части месторождения. В составе горизонта БВ10 установлены продуктивные пласты БВ100, БВ101 и БВ102. В западном направлении коллекторы горизонта замещаются на глины, а в восточной части месторождения эффективная толщина коллектора резко увеличивается и достигает 11,6 (БB80) и 28,8 м (БB81+2). На месторождении наибольшие колебания общей толщины пластов установлены для пластов БВ100 , БB83 и БB81+2, эффективной – для пластов БB80, БB83и АВ2-3. Максимальное число глинистых разделов и их толщины характерны для пласта АВ2-3. Продуктивные пласты Самотлорского месторождения имеют неоднородную геолого-физическую характеристику. Каждый участок представляет собой площадной элемент и разрабатывается самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин при искусственном водонапорном режиме. Карта текущего состояния разработки одного из участков приведена на рисунке 1.3. Рисунок 1.3 – Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Нижневартовского свода Геолого-физические характеристики нефтяного пласта меняются как в разрезе, так и по площади залежи и в удаленных от объекта исследования зонах их величины не совпадают с локальными значениями, определенными геофизическими методами [2]. Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60 %) имеют породы – коллекторы III класса (Кпр = 100-500 мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи. По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35 % 13 и для преобладающих пород изменяется от 26,8 % (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до 35,3 % (пласт АВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50 % [3]. 1.3 Физико-химические свойства нефти Физико-химическая характеристика самотлорской нефти представлена в таблице 1.2. Таблица 1.2 – Физико-химическая характеристика нефти Показатель Удельный вес, d4t, при t 20 ˚С при t 30 ˚С при t 40 ˚С при t 50 ˚С Молекулярная масса Кинематическая вязкость, мм2/с при t 20 ˚С при t 50 ˚С Температура застывания, ˚С С термообработкой Без термообработки Содержание, % мас. смол силикагелевых Содержание, % мас. асфальтенов Содержание, % мас. парафина Содержание, % мас. серн к-т Содержание, % мас. фенолов Содержание, % мас. нафтеновых к-т Коксуемость, % мас. Массовая доля, ppm: сероводорода Элементарный состав, % С Н О N S Нефть Самотлорского месторождения 0,8525 0,8456 0,8386 0,8321 213 9,14 4,48 -7 -9 8,53 0,71 3,64 29,0 0,027 0,009 3,15 Отсутствие 85,73 12,78 0,48 0,28 0,45 Нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом (d420 – 0,8525), относительно небольшим содержанием серы (0,95 %), смолисто асфальтовых веществ (асфальтенов – 1,07 %, смол силикагелевых – 8,53 %) и парафина (3,74 % с температурой плавления 54 ˚С). Вязкость нефти невелика (9,14 сСт. при 20 ˚С), температура застывания довольно высокая (-9 ˚С) и мало меняется с термообработкой. При разгонке по ГОСТ 2177-99 [4] самотлорская нефть дает значительный выход светлых фракций: до 200ºС выкипает 28,8 %, до 300ºС – 49,0%. 14 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Обзор и анализ замерных установок для замера и контроля работы скважин Одной из наиболее важных задач, возникающих при добыче, подготовке и переработке нефти, использовании энергоносителей, анализе окружающей среды, является необходимость экспресс-анализа состава и характеристик сырья и нефтепродуктов: концентрации воды, дисперсности эмульсий, вязкости, плотности, концентрации серы, асфальтенов, смол и парафинов. Сложность измерений количества и физико-химических свойств (ФХС) добываемой из недр нефти состоит в том, что скважинная жидкость (СКЖ) содержит, и часто в больших количествах, газ и посторонние компоненты, образующие балласт (пластовую воду, соли и механические примеси). Количество газа и балласта в СКЖ непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Точность определения количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа, воды и балласта. Применение расходомеров в практических условиях существенно отличаются от идеальных лабораторных. По ГОСТ 8.615-2005 измерение количества нефти, добытой по участку недр, осуществляется при помощи системы измерений количества и нефти «сырой» (СИКНС), представляющей собой совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования. В настоящее время реализуются два метода определения количества нефти в потоке с применением СИКНС: прямой метод измерения массы с использованием преобразователей массового расхода; косвенный метод динамических измерений, при котором измеряют объем и плотность СН с использованием объемных преобразователей расхода и плотности нефти. Массу нефти определяют как произведение измеренных объемов и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям (температуры и давления). Основное влияние на погрешность измерений СИКНС оказывает газ. Несмотря на то, что в СИКНС нефть попадает после предварительной дегазации на сепарационных установках, в кубометре СН может содержаться до 0,02 м3 газа, но как правило, на СИКНС его объемное содержание не превышает 3 %. Влияние на измерения газа оказывает структура газожидкостного потока, которая часто меняется. На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. По данной схеме сбор продукции осуществляют от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по отдельному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и 15 механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ. Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Групповые замерные установки (ГЗУ) работают, как правило, по следующей схеме. Из всех подключенных к ГЗУ скважин одна работает на замерное устройство, а остальные на общий сборный коллектор. Исключение составляет ГЗУ «Спутник-BMP» с одновременным измерением дебита всех подключенных скважин. Таким образом, ГЗУ отличаются устройствами, коммутирующими скважины; устройствами измерения дебита скважин и блоками автоматики и управления, осуществляющими переключение скважин на замер, учет работы замерного устройства и автоматическую защиту ГЗУ при аварийных ситуациях. Известна следующая классификация АГЗУ: по методам измерения: объемные (АГМ; АГУ; «Спутник А, Е»); щелевые (установка «Вес», АГЗУ-5); весовые («Спутник В», АГЗУ-2000-64); массовые («Спутник BMP»); по устройствам переключения на замер: с многоходовыми переключателями (АГЗУ-3, ЗУГ-5, «Спутник А,Б»); с трехходовыми клапанами (АГМ-2,3, АГУ, «Спутник В»); по режиму измерения: накопительный, импульсный с поочередным подключением на замер (АГМ-2,3, «Спутник А,Б», АГУ-3, «Спутник В»); одновременным измерением дебита всех скважин («Спутник BMP»); по числу намеряемых параметров: одно-, двух- и трехпараметровые. Наибольшее распространение в нефтедобывающей промышленности получили групповые установки: Спутники А, Спутник-В. Продукция скважин по выкидным линиям через обратный клапан и нижний ряд задвижек поступает в ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи ПСМ продукция одной скважины направляется в ёмкость сепарационную, а продукция остальных скважин направляется в сборный коллектор. Через вводной патрубок продукция скважины, установленная на замер, попадает в гидроциклонную голову, где происходит основная сепарация газа. Отделившийся газ пройдя через сепарационную ёмкость, при открытой газовой заслонке, поступает в общий коллектор. А жидкость по переточной трубе стекает и накапливается в нижней части сепаратора. По мере накопления жидкости поплавок поднимается вверх и через систему тяг закрывает газовую заслонку, соответственно прекращается выход газа из сепаратора, при поступлении в него продукции скважины, это приводит к росту давления в сепараторе. Принципиальная схема АГЗУ изображена на рисунке 2.1. 16 1 – ПСМ; 2 – гидропривод; 3 – емкость сепарационная; 4 – регулятор расхода; 5 – клапан предохранительный; 6 – тор; 7 – заслонка; 8 – манометр Рисунок 2.1 – Принципиальная схема АГЗУ Газожидкостная смесь под воздействием избыточного давления внутри сепаратора проходит через счетчики. Время прохождения ГЖС через расходомеры зависит от количества поступающей газожидкостной смеси со скважины. При уменьшении уровня газожидкостной смеси заслонка переходит в режим открытия и выпускает накопленный газ в общий коллектор. Так как падает давление газа в сепарационной емкости клапан РР переходит в режим закрытия и происходит накопление газожидкостной смеси. Накопившаяся в нижней части сепаратора ГЖС проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направляется в общий коллектор (трубопровод). Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Счетчик ТОР выдает импульсы на ПЛК. Управление ПСМ осуществляется ПЛК по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1М и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод ПСМ под воздействием давления ГП перемещает поворотный патрубок ПСМ и на измерение подключается следующая скважина. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР. 17 При работе устройства регулирования расхода в зависимости от уровня жидкости в сепараторе могут наблюдаться следующие положения заслонки и регулятора расхода. 1. Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты. При этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и создание избыточного давления внутри сепаратора. 2. Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт. При этом положении уровень жидкости в сепараторе также высокий. В технологическом блоке имеется освещение, обогреватели, естественная вентиляция. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании по периметру рамы крепятся панели укрытия. Укрытие блока отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизоляционными свойствами. Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала. Конструктивно блок аппаратурный выполнен аналогично технологическому блоку. Внутри блока аппаратурного на стойке расположены приборы управления и измерения. 2.1.1 Установки измерительные «Масса» Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи. Электрооборудование, размещенное в технологическом помещении установки, имеет взрывобезопасный (искробезопасный) уровень взрывозащиты. В зависимости от количества подключаемых скважин и вида запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас, установки имеют несколько обозначений. Установка "Масса" Б 40-500 и "Масса" 40-1500 дополнительно позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость. Установки АГЗУ "Спутник-Масса" модернизированный вариант АГЗУ "Спутник", с установкой в жидкостной и газовой линиях сепараторной установки блока расходометрии на основе массовых кориолисовых расходомеров с основным процессом (core-processor) для непосредственного подключения к хосту, что позволяет с необходимой точностью определять массовую производительность скважин раздельно по нефти, воде и газу. Метод измерения массовый. Оборудование блока расходометрии обладает высокими эксплуатационными качествами: не имеет движущихся частей; не требует периодической перекалибровки и регулярного обслуживания: не чувствительно к изменениям давления и температуры; может измерять любые по составу водонефтегазовые потоки. Применение блока расходометрии позволит точно узнать уровень добычи каждого месторождения. 18 Информация об уровне добычи нефти, уровне попутного газа, реальной обводненности дает возможность наиболее оптимально эксплуатировать скважины и своевременно влиять на возникающие изменения. Каждая установка состоит из технологического помещения и аппаратного блока и включает комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей. В технологическом помещении установлено: переключатель скважин многоходовой ПМС, привод гидравлический ГП-1М, запорная арматура (задвижки), клапан предохранительный и клапана обратные, емкость сепарационная с заслонкой, регулятором расхода. Работа установок происходит аналогично работе АГЗУ "Спутник". Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. 2.1.2 Групповые замерные установки «Дельта» Групповые замерные установки Дельта предназначены для непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) одновременно во всех подключенных скважинах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их дебиту. Область применения установок: системы сбора продукции скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи. Блок автоматики: принимает сигналы от СКЖ по 8, 10 или 14 каналам; принимает сигнал от датчика давления по каждому СКЖ или суммарную массу по группе из двух каналов. Установки состоят из технологического блока и блока автоматики. Блок технологический состоит из следующих составных частей: рамы с размещенным на ней модулем измерительных блоков. Трубопроводная обвязка включает в себя подводящие трубопроводы, соединяющие модуль измерительных блоков с каждой подключенной скважиной: байпасные трубопроводы, служащие для переключения потока жидкости, идущего от скважин в выкидной коллектор, минуя модуль измерительных блоков; газовый коллектор, минуя модуль измерительных блоков; дренажный коллектор, соединяющий модуль измерительных блоков и трубопроводную обвязку с канализацией. Запорно-регулирующая арматура содержит: задвижки, установленные в подводящих линиях; задвижки, установленные в байпасных линиях; задвижки, установленные в выкидном коллекторе. Обратные клапаны установлены на подводящих линиях. Преобразователь давления с дистанционным выходным сигналом и манометр размещены, соответственно, на сборном коллекторе модуля блоков измерительных. Клеммная коробка закреплена на раме технологического блока. Изготавливаются следующих модификаций: ГЗУ-Д40-8-60; ГЗУ-Д4010-60; ГЗУ-Д40-14-60. 19 2.1.3 Блочная автоматизированная индивидуальная установка «БИУС 40-50» Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Каждая установка состоит из технологического помещения и блока малой автоматики. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя 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 при открытой заслонке 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 ТОР1-50 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР1-50 и направляется в общий трубопровод. Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления информацией по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Технические данные установки БИУС 40-50 приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технические данные установки БИУС 40-50 Технические данные Параметр Количество подключаемых скважин, шт 1-5 Давление измеряемой среды, МПа 4,0 Диаметр условного прохода, мм 80 2.1.4 Замерная установка «Мера-ММ2» Установка предназначена для непрерывных или дискретных (циклических) измерений расходов и количеств компонентов (цикличность измерения зависит от производительности), полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования 20 и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла. Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины выполнение следующих функций: поочередное измерение расхода компонента рабочей среды; автоматическое и ручное управление процессом измерения; в соответствии с утвержденной методикой ведения измерений и отображение на дисплее станции управления: текущих показаний датчиков; пройденное время в серии измерений; значений масс и массовых расходов сырой нефти, нефти и воды в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям объемов и среднесуточных объемных расходов нефтяного газа; исходные данные для расчетов и измерений - параметры установки, параметры продукции нефтяных скважин; обработка и выдача по запросу с диспетчерского пункта сигнальной информации: превышение рабочего давления в установке за предельные значения; предельная загазованность в технологического блока; отказ токовых датчиков; выход температуры газа и жидкости за пределы измерения; выход значения перепада давления на фильтрах за пределы; выход расхода жидкости за пределы заданного диапазона измерений; выход температуры в блоке за пределы заданного диапазона измерений; перезапуск контроллера; автоматизированное управление: системой обогрева БК и БК; включением вентилятора при достижении объемной концентрации 10% от нижнего предела воспламенения (НКПВ) и включением местной световой звуковой сигнализации; отключением всех токоприемников в БТ при 50% НКПВ; отключением всех токоприемников БТ и БК с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара. Принципиальная схема замерной установки «Мера-ММ2» приведена на рисунке 2.2. Рисунок 2.2 – Принципиальная схема замерной установки «Мера-ММ2» 21 Установка состоит из блока технологического (БТ) блока контроля и управления (БК). БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерений установки. В БТ размещены: сепаратор (ЕС), служащий для отделения попутного газа от жидкости, оснащенный датчиком уровня радарным, определяющим уровень жидкости, накапливаемой в ЕС, и управляющий работой запорнорегулирующих клапанов ЗРК1 и ЗРК2; трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с входом жидкости в измерительную установку (ИУ); регулятор расхода (РР), установленный байпасно с ЗРК1, в трубопроводе, соединяющем выход ЕС по жидкости с коллектором, служит для предотвращения аварийной ситуации которая может возникнуть при одновременном закрытии ЗРК1 и ЗРК2. При одновременном закрытии обоих ЗРК и превышении перепада давления в ЕС более 5 кгс/м2 происходит открытие РР и сброс жидкости и газа через жидкостную линию в коллектор; средства измерений (СИ), служащие для измерения расхода и массы жидкости, влагосодержания W0, расхода и массы (объема) газа, давления и температуры; естественная вытяжная вентиляция из верхней зоны с однократным воздухообменом в час; механическая вытяжная вентиляция периодического действия с восьмикратным воздухообменом в час; системы отопления, освещения и сигнализации. БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы устанавливаемого в нем оборудования. В БК размещены (в зависимости от исполнения установки): контроллер для сбора и обработки информации с примененных в БТ СИ, для управления БТ, а также для передачи информации на верхний уровень; шкаф силовой для питания контроллера, систем отопления, освещения, вентиляции; вторичные устройства СИ, примененных в БТ; системы отопления, освещения и сигнализации; клеммные колодки. Установка работает следующим образом. Циклический режим работы установки с периодическим опорожнением ЕС. Скважинная жидкость поступает по трубопроводу в завихритель ЕС. В завихрителе происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Далее частично разделенные сырая нефть и газ попадают в ЕС, где жидкость равномерно тонким слоем поступает на лотки (что обеспечивает 22 дальнейший процесс сепарации) и самотеком поступает в выходную линию ЕС по жидкости. Выделившийся газ, при открытом регуляторе расхода газа ЗРК1 и закрытом регуляторе расхода жидкости ЗРК2, через газовый фильтр и расходомер газа (РГ) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части ЕС. По показаниям датчика уровня BL, контроллер управляет ЗРК1 и ЗРК2 и обеспечивает периодический слив накопившейся жидкости через расходомер жидкости (РЖ). Измеренная жидкость направляется в общий трубопровод. Режим работы с поддержанием заданного уровня в ЕС. Продукция скважин поступает в ЕС, где происходит отделение газа от жидкости. При закрытом РР и ЗРК2 и открытом ЗРК1 происходит накопление жидкости в нижней части ЕС, газ через ЗРК1 и РГ сбрасывается в коллектор. При достижении жидкостью заданного уровня нефти по показаниям датчика уровня BL контроллер дает команду на частичное открытие ЗРК2; жидкость избыточным давлением вытесняется из сепарационной емкости через РЖ в коллектор. Газ вытесняется из ЕС через ЗРК1 и РГ в коллектор. Значение Н устанавливается оператором с помощью панели управления и зависит от величины расхода жидкости. В случае, если уровень жидкости в ЕС продолжает повышаться и достигает значения Н1>Н+А, по команде контроллера К дополнительно открывается ЗРК2. В случае, когда при полностью открытом ЗРК2 уровень жидкости продолжает расти и достигает значения Н2>Н+А, контроллер К частично закрывает ЗРК1, что оказывает дополнительное сопротивление выходу газа. В результате этого газ воздействует на уровень жидкости в ЕС, что приводит к его снижению до значения Н. При достижении уровня жидкости значения НЗ<Н-А контроллер дает команду на дополнительное открытие ЗРК1 что приводит к уменьшению сопротивления для выхода газа из ЕС и повышению уровня жидкости в ЕС. В случае, когда при полностью открытом ЗРК1 уровень жидкости продолжает снижаться и достигает значения Н4<Н-Д, контроллер К частично закрывает ЗРК2, что оказывает дополнительное сопротивление выходу жидкости и ведет к повышению уровня жидкости в ЕС. Таким образом, работа контроллера обеспечивает поддержание уровня жидкости в ЕС в диапазоне значений от Н-А до Н+А и непрерывность процесса измерения. Режим работы с измерением, через ЕС на ручном управлении. В этом режиме контроллер выключен, продукция проходит через входной трубопровод и ЕС. Производится настройка "0" расходомеров. Режим работы с измерением через ЕС на автоматическом управлении. Контроллер включен, продукция проходит через входной трубопровод, ЕС, измерительные приборы и уходит в коллектор. Режим работы по обводному трубопроводу без измерения. 23 В этом режиме продукция скважин через входной трубопровод направляется в байпасную линию и далее в коллектор. Длительность процесса измерения, зависящая от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др, задается потребителем. В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от РЖ и РГ. Технологический блок установки показан в приложении В. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся трехслойные панели укрытия. Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами, что обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала. Установка комплектуется обратными клапанами, устанавливаемыми при эксплуатации на входные патрубки БТ. Технические характеристики установки соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 и приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Технические характеристики АГЗУ «Мера-ММ2» Параметр Значение Диапазон расходов (дебитов) по жидкости, т/сут 15-1500 Диапазон расходов (дебитов) по газу, ст. м3/сут (нм3/сут) 1500 - 300000 Рабочее давление, МПа от 0,2 до 4,0 Род тока переменный Напряжение, В 380/220 Допускаемое отклонение от номинального напряжения, % от - 15 до +10 Частота, гц 50±1 Пределы допускаемой относительной погрешности установки ±2,5 при измерении массы М и массового расхода G жидкости, % Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении приведенных к стандартным условиям объема Q и ±5,0 объемного расхода газа, % Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы Мн и массовых расходов Gн нефти в рабочих условиях, при содержании воды в жидкости, в % составляет: - от 0 до 70 % ±6,0 - свыше 70 до 95 % ±15,0 Пределы допускаемой погрешности контроллера: - при преобразовании токовых сигналов (приведенная), % ± 0,1 - при измерении числа импульсов (абсолютная), имп ±1 - при измерении времени (относительная),% ± 0,1 Температура в блоке, при - 45 0С, не ниже плюс 10 Потребляемая мощность, кВА, не более 10 Габаритные размеры БТ, мм, не более 6440х3250х3960 Габаритные размеры БК, мм, не более 6000х3000х2850 Масса БТ, кг, не более 10300 Масса БК, кг, не более 4000 24 2.2 Описание автоматической групповой замерной установки «Спутник» В данной работе будет рассмотрен один из возможных вариантов оптимизации работы АГЗУ «Спутник-А» путем включения в ее компоновку расходомеров различного принципа действия. Поэтому в данном разделе будет представлено описание устройства и принцип работы рассматриваемой ГЗУ. К ряду достоинств АГЗУ «Спутник-А» можно отнести относительную простоту конструкции, высокую надежность в процессе эксплуатации, а также универсальности, обеспечивающей возможность ее применения на месторождениях вне существенной зависимости от природных условий. Спутник-А представляет собой замерную установку, в которой в качестве измерителя расхода используется тахометрический счетчик с сепаратором-накопителем, а подключение нефтяных скважин на замер осуществляется с помощью ПСМ [5]. Структурный вид АГЗУ «Спутник-А» представлен на рисунке 2.3. 1 – многоходовой переключатель; 2 и 2’ – отсекатель; 3 – блок управления; 4 – силовой блок; 5 – электрогидравлический привод; 6 – сепаратор: 7 – кран; 8 – турбинный счетчик; 9 – манометр; 10 – регулятор уровня; 11 – блок питания Рисунок 2.3 – Схема замерной установки «Спутник – А» Согласно схеме, продукция нефтяных скважин, подключенных к ГЗУ, поступает через обратные клапаны к многоходовому переключателю и через его общий коллектор и отсекатель (2) в сборный промысловый коллектор. Продукция одной из скважин через замерной отвод и отсекатель (2) поступает в гидроциклонный сепаратор (6), в котором газ отделяется от жидкости. Дегазированная жидкость поступает в нижнюю полость сепарационной емкости. По мере повышения уровня нефти в емкости поплавок (10) регулятора уровня всплывает и по достижении верхнего 25 заданного уровня воздействует на кран (7) на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из емкости вытесняется через тахометрический счетчик (8). При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает и начинается новый цикл накопления. Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне и с незначительными погрешностями. Во время слива жидкость проходит через счетчик, где измеряется ее количество, и направляется в общий коллектор. Дебит измеренных скважин фиксируется на электромагнитных счетчиках блока управления (3). Сигналы на блок управления поступают от счетчика. Переключение скважин на замер осуществляется периодическим блоком управления. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода (5) и в системе повышается давление, привод переключателя (1) под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий – дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Аварийная блокировка скважин в установке происходит при повышении или понижении давления больше допустимого в общем коллекторе. При этом манометр (9), установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан (4), давление в системе гидравлического управления отсекателей снижается и происходит перекрытие трубопроводов. Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе и в манифольдах скважин, что должно вызвать остановку скважин: фонтанных за счет отсекателей, установленных на выкиде, механизированных – за счет отключения привода. Конструктивно установка «Спутник» выполнена из двух закрытых блоков: замерно-переключающего, включающего ПСМ, гидравлический привод, отсекатели, замерной сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик и соединительные трубопроводы, запорную арматуру; щитового, включающего в себя блоки местной автоматики и питания счетчика и электрические нагреватели. Блоки представляют собой коробчатые панели, выполненные из оцинкованной стали, их внутренняя полость заполняется теплоизоляционными материалами и закрывается рифленой алюминиевой фольгой. Отдельного внимания заслуживает устройство скважинного переключателя, гидравлической системы и отсекателя. ПСМ предназначен для поочередного подключения на замер скважин (рисунок 2.4). 26 1 – корпус; 2 – входной патрубок; 3 – замерной патрубок; 4 – храповик; 5 – вал; 6 – шестерня; 7 – патрубок; 8 – подвижная каретка; 9 – ролики; 10 – каретка; 11 – резиновое уплотнение;12 – оси; 13 – силовой цилиндр; 14 – поршень; 15 – пружина; 16 – забчатая рейка; 17 – микропереключатель; 18 – кулачки диска; 19 – кулачок диска Рисунок 2.4 – Схема ПСМ Переключатель состоит из стального корпуса (1) с входными патрубками (2), замерного патрубка (3), поворотного патрубка с подвижной кареткой (8) и валом (5), поршневого привода с храповым механизмом и датчика положения. Подвижная каретка состоит из каретки (10), роликов (9), посаженных на специальных осях (12), и резинового уплотнения (11), зажатого между корпусом и кареткой. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Каретки прижимаются к корпусу пружиной. Корпус переключателя на внутренней цилиндрической поверхности по обе стороны отверстий для подвода жидкости имеет две кольцевые канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением (11) и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом. Поршневой привод с храповым механизмом служит для автоматического переключения скважин и состоит из литого чугунного корпуса, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра (13), поршня (14), пружины (15) и зубчатой рейки (16), составляющей одно целое со штоком поршня. Внутри корпуса привода на валу поворотного патрубка установлены храповик (4) и свободно сидящая шестерня (6). Шестерня прижимается к храповику и взаимодействует с зубчатой рейкой (16). 27 Храповик (4) и шестерня (6) имеют торцовые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик с валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового цилиндра будет выдавливаться поршнем (14). Рейка и шестерня будут перемещаться в обратном направлении к исходному положению. Храповик с валом при этом перемещаться не будет. Величина хода рейки и угол поворота патрубка (7) можно регулировать винтом. Датчик положения переключателя служит для контроля за процессом переключения, а также позволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на замер. Датчик положения состоит из корпуса с взрывобезопасной соединительной муфтой, двух микропереключателей (17) и кулачковых дисков (18) с четырнадцатью кулачками и (19) с одним кулачком. Кулачковые диски зажаты на валу поворотного патрубка. При перемещении поворотного патрубка от одного отвода к другому один из 14 кулачков диска (18) через пружину кратковременно нажимает кнопку микропереключателя (17), выдавая сигнал о переключении в блок местной автоматики. Микропереключатель (17) включается кулачком диска (19) при полном обороте вала поворотного патрубка, что указывает на окончание цикла замера всех подключенных скважин. Переключатель работает следующим образом. По сигналу от реле времени включается гидропривод и в силовой цилиндр переключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перемещает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм поворотный патрубок с подвижной кареткой. Поворотный патрубок с подвижной кареткой останавливается против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение между корпусом и кареткой. автоматизированный замерной расходомер эксплуатация Жидкость от скважины через подводящий патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключателя и через замерный патрубок в замерную линию. Подключать скважины на замер можно и вручную. Для этого специальной рукояткой, одеваемой на квадрат вала поворотного патрубка, он поворачивается и устанавливается на необходимую скважину. В зависимости от типа групповой установки «Спутник», числа подключаемых скважин и их пропускной способности используются и различные типы переключателей. Гидравлическая схема управления включает отсекатели, гидропривод, силовой привод переключателя, обратный клапан и соединительные линии (рисунок 2.5). 28 1 – ПСМ; 2 – отсекатель; 3 – клапан; 4 – отсекатель; 5 – насос; 6 – обратный клапан; 7 – гидропривод Рисунок 2.5 – Компоновка гидравлической схемы Гидропривод состоит из электродвигателя, клапана (3), шестеренчатого насоса, обратного клапана (6) и накопительной емкости. Поскольку гидропривод (7) предназначен для управления многоходовым переключателем (1) и отсекателями (2) и (4), то по команде блока местной автоматики электродвигатель привода вращает шестерни насоса (5), которые нагнетают масло из емкости в трубопровод к силовому цилиндру переключателя и через обратный клапан 6 в силовые цилиндры отсекателей, открывая их. После кратковременной работы (10—20с) электродвигатель останавливается и жидкость из силового цилиндра переключателя ПСМ выжимается по тому же трубопроводу в емкость. Жидкость, попавшая в силовые цилиндры отсекателей, остается в них и обеспечивает их открытие благодаря обратному клапану (3). При аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта на клапан (3) подается напряжение и открывается путь жидкости от силовых цилиндров отсекателей в накопительную емкость. Отсекатели потока предназначены для перекрытия общего и замерного коллекторов в установке при аварийном состоянии оборудования или по команде (рисунок 2.6). 29 1 – силовой цилиндр; 2 – поршень; 3 – гайка; 4 – шток; 5 – пружина; 6 – клапан Рисунок 2.6 – Схема скважинного отсекателя Положение отсекателя «открыто» достигается подачей жидкости под давлением от гидропривода в полость силового цилиндра (1) под поршень (2). Жидкость подается через отверстие А и каналы в крышке отсекателя. При аварийном состоянии групповой установки срабатывает соленоидный клапан гидропривода и жидкость из силового цилиндра сбрасывается под воздействием пружины (5). Клапан (6) перекрывает проход в отсекателе. Клапан отсекателя — разгруженный, и усилия для его работы незначительны. Отсекатель может быть зафиксирован гайкой (3), которую необходимо переместить вниз по штоку (4). При эксплуатации отсекателей возникает необходимость его разборки для замены износившихся резиновых колец, при попадании посторонних предметов под седло клапана. 2.3 Выявление недостатков автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» В данной работе будет рассмотрен один из возможных вариантов оптимизации работы АГЗУ «Спутник-А» путем включения в ее компоновку расходомеров различного принципа действия. К ряду достоинств АГЗУ «Спутник-А» можно отнести относительную простоту конструкции, высокую надежность в процессе эксплуатации, а также универсальности, обеспечивающей возможность ее применения на месторождениях вне существенной зависимости от природных условий. К недостаткам АГЗУ «Спутник-А» можно отнести: неполная сепарация свободного газа в гравитационном сепараторе, особенно проявляющаяся при большой производительности. 30 Остающееся в жидкости после сепарации количество свободного газа может доходить до 20% по объёму, не считая растворённого в жидкости газа. в газовом канале имеется часть капельной жидкости, унесённой с собой газом. В результате этого при использовании в газовом канале массовых расходомеров наблюдаются большие погрешности в их работе, так как они интенсивно реагируют на капли жидкости, плотность которой в пятьдесят раз больше плотности газа при рабочем давлении 20 атмосфер. проблемы создаёт и сама нефть, являющаяся частью отсепарированной жидкости, собственно, не нефть, а нефть с растворённым в ней газом. структура потока при циклическом методе работы упомянутых АГЗУ после сепаратора в жидкостном канале не стационарна (прямая или обратная эмульсия из нефти и воды, просто перемешанная смесь из воды и нефти с содержанием пузырькового газа, последовательное вытекание из сепаратора воды, эмульсии, нефти с газом). солёность пластовой воды в скважинах различна и может меняться со временем. Это требует от используемых влагомеров и расходомеров нечувствительности к изменению солёности воды. из-за неполной сепарации свободного газа устанавливаемые в жидкостном канале счётчики, расходомеры и влагомеры вынуждены измерять не жидкость, а двухфазную смесь жидкости со свободным и растворённым газом, на что они не рассчитаны. Однако погрешность в измерении массового расхода в жидкостном канале массовыми расходомерами может быть невелика благодаря незначительности массы неотсепарированного свободного газа по сравнению с массой жидкости. большой проблемой также является представительность зондируемого объёма измеряемой смеси для всего её объёма. Применяемый в некоторых влагомерах и трёхкомпонентных расходомерах метод локального зондирования приемлем только для хорошо перемешанных смесей. 31 3 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Патентный обзор В патенте РФ № 2560808 приводится изобретение, которое относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках. Установка содержит технический блок из ряда входных от скважин трубопроводов, переключающее устройство, гидравлическую станцию и микропроцессор. Трубопроводы с установленными на них обратными клапанами соединены через задвижки с коллектором и с замерным сепаратором, оснащенным технологической арматурой. Гидравлическая станция и микропроцессор подключены к замерному сепаратору. Технический блок оборудован отстойниками механических примесей. Переключающее устройство выполнено в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом, встроено в гидросистему установки с помощью импульсных трубок и подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, к солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором. Обеспечивается непрерывный контроль за группой скважин и каждой в отдельности в режиме реального времени. Схема установки приведена на рисунке 3.1. Рисунок 3.1 – Схема установки групповой замерной Установка групповая замерная, содержит технический блок 1 из ряда входных от скважин трубопроводов 2 с установленными на них обратными клапанами 3 и соединенными с одной стороны через задвижки 4 с 32 коллектором 5, а с другой - также через задвижки 6 с замерным сепаратором 7, который снабжен технологической арматурой 8 и наряду с этим установка содержит переключающее устройство 9 с управляемым приводом 10 и микропроцессор 11. При этом технический блок 1 с входными от скважин трубопроводами 2 оборудован отстойниками 12 механических примесей, а переключающее устройство 9 в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом 10 встроено в гидросистему 13 установки с помощью импульсных трубок 14 и подключено к исполнительным механизмам 15 переключателей потоков 16, солиноидным пилотным клапанам 17 и через них связано с гидравлической станцией 18 и микропроцессором 11, подключенным к замерному сепаратору 7 с технологической арматурой 8. Установка работает следующим образом. Добываемая среда от скважин по входным трубопроводам 2 с установленными на них обратными клапанами 3, через задвижки 4 технического блока 1 поступает в отстойники 12 механических примесей и далее через переключатели потоков 16, управляемых исполнительными механизмами 15 от переключающего устройства 9 с импульсными трубками 14 и управляемым приводом 10 через задвижки 6 в замерный сепаратор 7 с технологической арматурой 8. В замерном сепараторе 7 добываемая среда разделяется на фракции: газ, нефть, вода и производится замер каждой фракции, после чего она поступает в коллектор 5 (Способ и методика замера фракций к самому изобретению не относится). Установка работает в зависимости от заданной микропроцессором 11 программы, которая реализуется гидросистемой 13 с солиноидными пилотными клапанами 17 через гидравлическую станцию 18 и переключающее устройство 9 с импульсными трубками 14 и управляемым приводом 10. Условия эксплуатации и ремонта установки улучшаются за счет того, что технический блок с входными от скважин трубопроводами оборудован отстойниками механических примесей. Переключающее устройство в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом обеспечивает возможность замера всей группы скважин без одной или каждой в отдельности и по очереди, так как встроено в гидросистему установки с помощью импульсных трубок, подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором, подключенным к замерному сепаратору с технологической арматурой. Преимуществом заявляемой групповой замерной установки является возможность непрерывного контроля за группой скважин и каждой в отдельности в режиме реального времени при наличии простой и надежной в эксплуатации конструкции [7]. В патенте РФ № 2168011 приведено изобретение, которое относится к автоматизированным сепараторным системам нефтяных месторождений, предназначенным для использования в измерении объемов добычи, включая смесь из нефти, газа и воды. Более конкретно в сепараторной системе применяется расходомер Кориолиса, денсиметр и щуп обводнения для 33 измерения объемов добычи соответствующих компонентов или фаз смеси скважинного продукта. Система испытания скважин, являющаяся предметом настоящего изобретения, имеет два режима работы. Испытательная система работает как обычная система испытания скважин, предназначенная для измерения объема соответствующих компонентов, отделенных от смеси компонентов, а именно: продукции скважины, включающей нефтяной, газовый и водный компоненты. Система испытания скважин включает в себя также специальный режим определения плотности, который позволяет обойтись без отбора вручную проб входящих в продукт текучих сред с тем, чтобы определить их плотность (рисунок 3.2). Рисунок 3.2 – Автоматизированная система испытания скважин На рисунке 3.2 показана автоматизированная система 20 испытания скважин. Основными компонентами системы 20 являются трубопровод 22 с клапанами, применяемый для избирательного подключения отдельных скважин, испытательный сепаратор 24, сливная линия 26 измерительных приборов для определения расхода, предназначенная для использования при измерении объемных расходов компонентов продукции, поступающих из испытательного сепаратора 24, система 28 создания газовой оболочки, предназначенная для поддержания в испытательном сепараторе 24 постоянного давления, и система 30 автоматизации. Трубопровод 22 содержит множество клапанов. Каждый клапан соединен с подводящим трубопроводом от устья скважины и трубопроводом испытательного сепаратора, например трубопроводом 36, ведущим к сборной линии 38 испытательного сепаратора. Каждый клапан соединяется также со сборной линией 40 главного производственного сепаратора, ведущей к обычному главному производственному сепаратору 42. Клапаны, подобные клапану 32, предпочтительно являются трехходовыми 34 электропневматическими клапанами, контролирующими доступ к линии испытательного сепаратора 38 и сборной линии 40 главного производственного сепаратора. Клапаны предпочтительно сконфигурированы на прием каждой добываемой текучей среды из соответствующей отдельной скважины. Клапаны могут избирательно отклонять добываемые текучие среды к сборной линии 40 главного производственного сепаратора, где эти текучие среды соединяются с текучими средами от других клапанов для транспортировки к главному производственному сепаратору 42. Отдельный клапан может быть выбран для отвода продукта от соответствующей скважины к сборной линии 38 испытательного сепаратора с целью транспортировки на испытательный сепаратор 24. Испытательный сепаратор 24 является обычным гравитационным сепаратором для испытания скважин, имеющим овалоидную наружную стенку 44, обладающую достаточной прочностью для того, чтобы выдержать испытательное давление скважины. Испытательный сепаратор 24 снабжен электронным индикатором 46 уровня жидкости, предназначенным для указания автоматической системе 30 уровня всей жидкости, включая воду 48, водно-нефтяную эмульсию 50 и нефть 52. Газ 54 остается в испытательном сепараторе 24 выше общего уровня жидкости. Примером индикатора 46 жидкости может служить аналоговый поплавковый указатель уровня со смотровым стеклом Fisher Model 249 B-2390. Испытательный сепаратор 24 соединяется с выпускной линией 56 топочного газа, которая предпочтительно содержит датчик 58 давления. Выпускная линия 56 топочного газа предпочтительно содержит также газовый расходомер или датчик перепада давления на диафрагме. Снабженный электронным управлением дроссельный клапан 62 регулирования расхода газа управляет потоком газа через выпускную линию 56 топочного газа. Линия 56 выпуска газа оканчивается в главном производственном сепараторе 42. Выпускная линия 26 расходомерных приборов соединятся с местом слива 64 испытательного сепаратора 24. Выпускная линия 26 расходомерных приборов включает в себя монитор 66 обводнения, который использует результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред, протекающих по выпускной линии 26 расходомерных приборов. Вода и нефть обладают очень различающимися диэлектрическими постоянными, что позволяет использовать результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред. Так, монитор 66 обводнения может использовать для количественного определения обводнения текучих сред результаты измерения емкостного сопротивления, сопротивления или иных характеристик. К другим поставляемым промышленностью устройствам относится применение для определения обводнения микроволнового излучения. Выпускная линия 26 расходомерных приборов идет от монитора 66 обводнения к жидкостному расходомеру 68. Жидкостный расходомер 68 предпочтительно включает в себя расходомер Кориолиса (включая массовый 35 расходомер, денсиметр и датчик температуры), определяющий массовый расход, плотность и температуру измерения расхода материалов, проходящих через выпускную линию 26 расходомерных приборов. Датчик 69 температуры предусмотрен для измерения температуры текучих сред в выпускной линии 26 расходомерных приборов. Окно 70 для отбора проб является управляемым вручную вентилем, предусмотренным для отбора проб текучих сред в линии 26. Линейный статичный смеситель 71 используется для того, чтобы гарантировать отбор из линии 26 через окно 70 хорошо перемешанных проб. Дренажный клапан 72 предпочтительно является электропневматическим клапаном. Он может открываться для дренажа испытательного сепаратора 24 через выпускную линию 26 расходомерных приборов и может закрываться для того, чтобы дать возможность испытательному сепаратору 24 заполниться продуктом через трубопровод 22 с клапанами. Выпускная линия 26 расходомерных приборов оканчивается в производственном сепараторе 42. Система 28 образования газовой оболочки содержит источник 74 сжатого газа, которым может служить газ от компрессора или топливный газ источника сжатого газа, который используется для привода производственного агрегата. Источником газа 74 может также быть главный производственный сепаратор 42. Газ 74 поступает в питающую газовую линию 76, ведущую к клапану 80 газовой оболочки. Клапан 80 предпочтительно работает для поддержания постоянного давления в испытательном сепараторе 24 путем дросселирования потока газа в питающей линии 76. Питающая линия 76 оканчивается в верхней входной точке 82 испытательного сепаратора 24. Автоматизированная система 30 применяется для управления работой системы 20. Система 30 включает в себя компьютер, запрограммированный на сбор данных и программирование. Компьютер 84 контролирует программирование дистанционного контроллера операций 86, включающего множество драйверов и интерфейсов, позволяющих компьютеру 84 взаимодействовать с дистанционными компонентами системы 20. Контроллер 86 может также быть запрограммирован таким образом, чтобы облегчить применение команд управления компьютера 84. Управляющие выводы 88, 90, 92 и 94 клапана соединяют соответственно контроллер 86 с соответствующими клапанами 32, 80, 72 и 62 с электронным управлением для избирательного управления клапанами. Вывод 96 соединяет котроллер 86 с датчиком 58 давления. Вывод 98 соединяет контроллер 86 с газовым расходомером 60. Вывод 100 соединяет контроллер 86 с измерителем обводнения 66. Вывод 102 соединяет контроллер 86 с датчиком 104, который, в свою очередь, соединяется с уровнемером 46 текучей среды, жидкостным расходомером 68 и датчиком 69 температуры для передачи информации на контроллер 86. Испытательная информация, полученная в ходе процесса, включает данные об обводнении, объемном расходе газа, объемном расходе нефти, 36 объемном расходе воды, плотности нефти, плотности воды, температуре в сепараторе и давлении в сепараторе. Компьютер 84 сохраняет эти значения для передачи оператору. С другой стороны, информация может быть передана оператору по радио, соединенному с контроллером 86. Система позволяет осуществлять более частое и точное испытание скважин, которое может осуществляться вручную рабочими насосных станций, посещающими производственный объект. Применение расходомера Кориолиса в качестве расходомера 68 является особенно предпочтительным из-за присущей ему точности и надежности [8]. В патенте РФ № 2219428 приведено изобретение, которое относится к добыче нефти, в частности к установкам для измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин (рисунок 3.3). Рисунок 3.3 – Групповая замерная установка Сущностью изобретения является улучшение условий эксплуатации задвижек и повышение степени ремонтопригодности установки. Сущность изобретения достигается тем, что магистральные оси задвижек, расположенных между коллектором и переключающим устройством, продольная ось коллектора сбора нефти, вертикальная ось переключающего устройства и вертикальная ось замерного сепаратора расположены в одной вертикальной плоскости, причем задвижка коллектора расположена между коллектором и переключающим устройством также в этой плоскости. Кроме этого, применен замерный сепаратор вертикального типа, верх которого соединен с переключающим устройством посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа, а низ - через выходной патрубок с коллектором сбора нефти, установленным с зазором относительно настила, необходимым для обслуживания, например 300 мм. В контейнере 1 на подставках 2, установленных на напольном настиле контейнера 1, закреплен коллектор сбора нефти 3, снабженный патрубками 4 с установленными задвижками 5, перпендикулярно к оси задвижек установлены обратные клапаны 6, соединенные с входными трубопроводами 7, идущими от добывающих скважин. В одной оси с задвижками 5 37 установлены задвижки 8, через трубопроводы 9 они соединены с переключающим устройством 10. Между устройством 10 и коллектором 3 на трубопроводе 11 установлена центральная задвижка 12. Переключающее устройство 10 соединено с верхней частью замерного сепаратора 13 посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа 14, а нижняя часть замерного сепаратора 13 имеет выходной патрубок 15, соосно соединенный с коллектором 3. Кроме этого, замерный сепаратор 13 имеет предохранительное устройство 16 для отвода газовой фракции, а переключающее устройство 10 имеет канал 17 для направления среды от замеряемой скважины в гребенчатый сепаратор 14 и канал 18 для среды от других скважин трубопроводов 7. От скважин по трубопроводам 7 (при этом задвижки 5 перекрыты) добываемая среда через задвижки 8 поступает в каналы переключающего устройства 10. Добываемая среда от измеряемой скважины через гребенчатый сепаратор 14 поступает в замерный сепаратор 13, в котором среда разделяется на фракции: газ, нефть, вода, и производится замер каждой фракции. Из каналов среда через задвижку 12, трубопровод 11 и патрубки 4 поступает в коллектор 3 и далее в нефтесборник. Измеренная среда из сепаратора 13 по патрубку 15 также поступает в коллектор 3. Вследствие того, что магистральные оси задвижек 5, 8 и 12, продольная ось коллектора 3, вертикальные оси переключающего устройства 10 и сепаратора 13 находятся в одной вертикальной плоскости, коллектор 3 установлен в контейнере 1 на подставках 2, обеспечивается свободная площадь для обслуживающего персонала и его свободный доступ ко всем маховикам управления, что позволяет визуально осматривать все соединения трубопроводов и арматуры. Этим достигается удобство обслуживания установки, а значит и улучшаются условия эксплуатации. Благодаря тому, что над коллектором вертикально расположены задвижки управления 5, 8 и 12, переключающее устройство 10 и применен замерный сепаратор 13 вертикального типа достигается наиболее полный слив среды при ремонте установки, а размещение переключающего устройства 10 над задвижками 8 предопределяет отделение газовой фракции еще до поступления среды в наклонный гребенчатый сепаратор 14, чем также улучшаются условия эксплуатации. А благодаря свободному доступу ко всем задвижкам 5, 8, 12 и тому, что переключающее устройство 10 расположено в вертикальной одной плоскости и посредине входных патрубков позволяет ряд трубопроводов унифицировать и выполнить их с одним или двумя коленами, что позволяет, особенно в условиях низких температур, без труда производить их замену, чем достигается более высокая степень ремонтопригодности [9]. В патенте РФ № 2307930 приводится изобретение, которое относится к измерительной технике и предназначено для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, а также для калибровки (поверки) замерных установок (рисунок 3.4). 38 Рисунок 3.4 – Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде Техническим результатом установки является повышение степени разделения нефтеводогазовой смеси на различные фазы (среды) - газ, воду и нефть и, как следствие, уменьшение слоя смежных зон между этими средами в сепараторе после разделения, а также создание мобильной установки, облегчающей производство замеров на различных скважинах с различными нефтеводогазовыми смесями и при различных климатических условиях. Указанные задача и технический результат достигаются установкой для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, включающей сепаратор в виде цилиндрического сосуда с циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками, размещенные в отстойной секции два уровнемера, установленный на входе в циклонную секцию циклон, измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой, аппаратурный блок, снабженной двумя полуприцепами, узлом подогрева жидкости в циклонной секции, компрессором и насосным агрегатом с частотными приводами, инжектором и электросиловым оборудованием, причем сепаратор выполнен горизонтально ориентированным, перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена в виде набора трубочек, перегородка между отстойной и выходной секциями выполнена в виде переливной стенки, а измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и измерительной линии нефти, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси, на котором последовательно установлены насосный агрегат и инжектор с узлом подключения измерительной линии газа, при этом компрессор с частотным приводом установлен в 39 измерительной линии газа, на одном из полуприцепов размещен сепаратор, измерительные линии, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, а на другом - выходной трубопровод, насосный агрегат, инжектор, компрессор и электросиловое оборудование. Указанные задача и технический результат достигаются также тем, что в измерительной линии воды последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания нефти в воде, автоматический и ручной пробоотборники, обвязка для подключения установки определения содержания свободного газа (УОСГ), турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан, в измерительной линии нефти последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания воды в нефти, ручной и автоматический пробоотборники, обвязка для подключения УОСГ, турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан, в измерительной линии газа последовательно установлены датчик давления, прибор для измерения капель жидкости, ручной пробоотборник, массовый расходомер и регулирующий клапан. А также тем, что узел обогрева жидкости выполнен в виде концентрично расположенных патрубков, внутренний из которых перфорирован по боковой поверхности и имеет соединение с парогенераторной установкой, а другой наружный подсоединен к дренажной системе. А также тем, что сепаратор на входе в циклонную секцию имеет подвод для подачи химических реагентов. А также тем, что она снабжена третьим уровнемером радарного типа, размещенным в выходной секции, а уровнемеры отстойной секции выполнены один рефлекс-радарного, а другой – буйкового типа. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде включает сепаратор 1 в виде цилиндрического сосуда с циклонной 2, отстойной 3 и выходной 4 секциями, разделенными между собой перегородками 5 и 6. В отстойной секции 3 размещены два уровнемера 7 и 8. На входе в циклонную секцию 2 установлен циклон 9. Установка имеет измерительные линии газа 10,нефти 11 и воды 12 с размещенными в них измерительными приборами (датчиками давления, температуры и др.), сгруппированными в аппаратурный блок (не показан), и с трубопроводной обвязкой (не показана), состоящей из запорной арматуры (клапаны, краны и т.п.). Установка снабжена двумя полуприцепами (не показаны), узлом 13 подогрева жидкости в циклонной секции 2, компрессором 14 и насосным агрегатом 15 с частотными приводами 16 и 17, инжектором 18 и электросиловым оборудованием (не показан). Сепаратор 1 выполнен горизонтально ориентированным, перегородка 5 между циклонной 2 и отстойной 3 секциями выполнена в виде набора трубочек 19, перегородка 6 между отстойной 3 и выходной 4 секциями выполнена в виде переливной стенки. Измерительная линия воды 12 и измерительная линия нефти 11 объединяются на выходе в выходной трубопровод 20 нефтегазовой смеси, на 40 котором последовательно установлены насосный агрегат 15 и инжектор 18 с узлом подключения (не показан) измерительной линии газа 10. Компрессор 14 с частотным приводом 16 установлен в измерительной линии газа 10. На одном из полуприцепов размещены сепаратор 1, измерительные линии 10, 11 и 12, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, а на другом полуприцепе размещены выходной трубопровод 20, насосный агрегат 15, инжектор 18, компрессор 14 и электросиловое оборудование. В измерительной линии нефти 12 последовательно установлены плотномер 21, прибор 22 для измерения содержания воды в нефти, автоматический 23 и ручной 24 пробоотборники, обвязка 25 для подключения УОСГ, турбинный расходомер 26, датчики давления 27 и температуры 28 и регулирующий клапан 29, в измерительной линии воды 11 последовательно установлены плотномер 30, прибор 31 для измерения содержания нефти в воде и воды в нефти, ручной 32 и автоматический 33 пробоотборники, обвязка 34 для подключения УОСГ, турбинный расходомер 35, датчики давления 36 и температуры 37 и регулирующий клапан 38, в измерительной линии газа 10 последовательно установлены датчик давления 39, прибор 40 для измерения капель жидкости, ручной пробоотборник 41, массовый расходомер 42 и регулирующий клапан 43. Узел 13 подогрева жидкости выполнен в виде концентрично расположенных патрубков, внутренний 44 их которых перфорирован по боковой поверхности и имеет соединение с парогенераторной установкой 45, а другой наружный патрубок подсоединен к дренажной системе 46. Установка имеет также третий уровнемер 47 радарного типа, размещенный в выходной секции 4, а уровнемеры 7 и 8 отстойной секции 3 выполнены один рефлекс-радарного, а другой - буйкового типа. Измерительная линия газа 10 имеет выход 48 на факел. Установка имеет сигнализаторы 49, 50, 51 и 52 предельных уровней, размещенные в выходной секции 4 сепаратора 1. Сепаратор 1 на входе 53 в циклонную секцию 2 имеет подвод 54 для подачи химических реагентов, в частности деэмульгатор. Сепаратор 1, трубопроводная обвязка, измерительные линии 10, 11 и 12 и аппаратный блок теплоизолированы от окружающей среды. Циклон 9 выполнен с двумя тангенциальными входами 55 и 56. В верхней части отстойной секции газ проходит через пеногасящую насадку 57, выполненную из 2-образных пластин. На входе в измерительную линию газа 10 расположен струйный каплеотбойник 58 с измерителем 59 перепада давления на нем. Установка работает следующим образом. Перед проведением измерений необходимо с помощью винтовых домкратов выставить горизонтально площадки транспортных полуприцепов для обеспечения измерения границ раздела эмульсия - пластовая вода и газ жидкость в сепараторе 1, а также для обеспечения условий запуска в эксплуатацию компрессора 14 и насосного агрегата 15. 41 После подключения сепаратора 1 к измеряемому нефтеводогазовому потоку включается компрессор 14 и в сепараторе 1 по показаниям датчика давления 39, установленного в линии 10, поддерживается давление, близкое к атмосферному. При этом осуществляется заполнение сепаратора 1 пластовой жидкостью. Происходит накопление пластовой воды и частично обезвоженной водонефтяной эмульсии до заданных уровней. После достижения заданных уровней включается насосный агрегат 15. По показаниям прибора 31 необходимо убедиться, что в линии нефти 11 содержание воды не превышает 10-15%. Если превышает, то, увеличивая расход деэмульгатора и изменяя температуру жидкости в сепараторе 1, необходимо добиться снижения содержания воды в нефти до заданного значения. При этом по показаниям рефлекс-радарного уровнемера 7 необходимо установить подачу деэмульсатора и температуру жидкости так, чтобы размеры межфазного слоя не срывали показаний рефлекс-радарного уровнемера 7, что обеспечивается при минимально возможной толщине промежуточного слоя. Необходимо также убедиться, что в линии воды содержание нефти не превышает 0,5%. В случае необходимости одновременно отбирают как ручные пробы, так и пробы автоматическими пробоотборниками. С помощью УОСГ осуществляется контроль наличия свободного газа в линиях нефти и воды, а также растворенного газа в линии нефти. Время проведения измерений зависит от дебита скважины, стойкости нефтяной эмульсии и температуры нефтеводогазовой смеси и для каждого потока подбирается индивидуально с учетом предыдущего опыта и данных химической лаборатории. При проведении измерений фиксируются показания расходомеров, датчиков температуры и давления, а также изменения межфазного уровня в отстойной секции и границы газ - жидкости в выходной секции, используя автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и согласованный с заказчиком алгоритм обработки информации. Установка обеспечивает работу с потоками нефтеводогазовой смеси в соответствии с техническими требованиями к передвижному трехфазному сепаратору для эксплуатации на различных нефтяных месторождениях, при этом обеспечивая высокую достоверность измерений в различных климатических условиях и для различных нефтегазовых смесей [10]. 3.2 Выбор и обоснование решений, направленных на устранение выявленных недостатков автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» Выполнив анализ существующих недостатков АГЗУ «Спутник» возможные решения по устранению этих недостатков можно условно разделить на группы: внедрение САР для управления измерительными приборами для повышения точности замеров; 42 дооснащение АГЗУ «Спутник» дополнительными измерительными приборами массового и объемного расхода; модернизация АГЗУ «Спутник» путем установки влагомера в жидкостном и газовом каналах [12]; модернизация АГЗУ «Спутник» путем установки в трубопроводную систему проточно-кавитационного реактора, перед поступлением газо-жидкостной смеси в сепаратор замерной установки, для интенсификации процесса разделения фракций. В рамках настоящей работы наиболее целесообразным будет комбинированное решение с разработкой САР для АГЗУ «Спутник» и дооснащением измерительными приборами массового и объемного расхода. Рассмотрим данную рекомендацию более подробно. 3.2.1 Алгоритм автоматического регулирования параметров автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» Алгоритм сбора данных измерений представлен в графической части на листе 3. Алгоритм сбора данных измерений подробно показывает последовательность действий, происходящих в технологическом процессе в ходе работы АГЗУ [11]. Разработанная система автоматического регулирования регулирует такие технологические параметры, как уровень жидкости в сепараторе и давление газа в сепарационной емкости. Из-за схожести принципов далее представим пример разработки и настройки одного контура управления, а именно контура регулирования уровня в сепараторе. Разработанная САР основана на методе дросселирования потока, то есть регулирования расхода нефти в трубопроводе с помощью регулирующего органа (клапана). Для простоты расчетов примем допущение, что сепаратор имеет форму идеального цилиндра. Для нахождения площади поперечного сечения примем радиус сепарационной емкости 𝑅 = 0,4 м. Площадь поперечного сечения рассчитаем по формуле 𝑆п.сеч = 𝜋 · 𝑅2 . Коэффициент 𝑘п найдем как отношение диапазона тока к диапазону хода плунжера клапана: 𝑘п = 25/(20 − 4) = 1,5625. Исходные данные приведены в таблице 3.1 Таблица 3.1 – Исходные данные 1⁄𝑆п.сеч , м2 𝑘п 𝐹𝑜𝑢𝑡 𝐹𝑖𝑛 1,5625 0,035 0,7 1,989 Модель системы, спроектированной в «Simulink», представлена на рисунке 3.5. В ходе настройки контура регулирования было выявлено, что для его работы достаточно ПД-регулятора. Влияние каждого регулятора в замкнутой системе показано в таблице 3.2. 43 Рисунок 3.5 – Модель в MatLab Simulink Таблица 3.2 – Влияние коэффициентов регулятора на систему Тип звена Время нарастания Перерегулирование KP KI KD Уменьшает Уменьшает Слабо влияет Увеличивает Увеличивает Уменьшает Время переходного процесса Слабо влияет Увеличивает Уменьшает Статическая ошибка Уменьшает Исключает Слабо влияет Данная таблица носит рекомендательный характер, так как изменение одного коэффициента может незначительно изменить влияние другого. Полученная в ходе моделирования переходная характеристика представлена на рисунке 3.6. Рисунок 3.6 – Переходная характеристика Из рисунка видно, что система получилась устойчивой, время переходного процесса составляет 5,8 сек, так же в системе присутствует перерегулирование, которое не удалось убрать. Перерегулирование составляет 19,6%. 3.2.2 Дополнительное метрологическое обеспечение автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» АГЗУ была дооснащена установкой с последовательно установленными расходомерами объемного принципа измерения марки ИРВИС и массового принципа измерения марки ГиперФлоу3Пм. Как правило, измерительные приборы для многофазной среды не устанавливают в горизонтальном положении из-за присутствия ламинарного потока, в 44 котором вода находится на дне трубы, а газ расположен сверху, что могло бы исказить результат измерения. Таким образом, чтобы обеспечить в поперечном сечении трубы указанного прибора гомогенность смеси, обычно практикуют установку прибора таким образом, чтобы поток протекал по направлению вверх или вниз. В результате можно избежать образования ламинарного потока. Однако, когда многофазная смесь, содержащая газ и жидкость, течет в вертикальном направлении, может сформироваться кольцевой поток. Это означает, что основная часть жидкости распределяется в виде кольца вдоль стенок трубы, а основная часть газа концентрируется в середине трубы. Кольцевой поток искажает результат измерения таким же образом, как и ламинарный поток при горизонтальной установке. В горизонтальных трубах чисто кольцевой поток, в котором весь газ находится в середине трубы, обычно имеет место только в случае более высокого содержания газовой фракции. В связи с этим монтаж экспериментальной установки выполнен под углом 290°. Схема рассматриваемой установки представлена на рисунке 3.7. 1 – ПСМ; 2 – замерная линия; 3 – общий коллектор; 4 – расходомер СВГ.М; 5 – общий трубопровод; 6 – экспериментальная установка; 7– расходомер Гиперфлоу; 8 – расходомер ИРВИС Рисунок 3.7 – Схема АГЗУ «Спутник» после дооснащения 45 К АГЗУ одновременно подключены восемь различных скважин. При помощи ПСМ (1) продукция одной скважины по измерительному каналу (2) направляется на расходомер СВГ.М (4), а продукция остальных скважин направляется в общий коллектор (3). Измеренные газожидкостная смесь направляются в общий трубопровод (5), где снова смешиваются и выходят из АГЗУ общим трубопроводом (5). На выходе из АГЗУ на общем трубопроводе (5) смонтирована экспериментальная установка (6) таким образом, что газожидкостная смесь сначала измеряется массовым расходомером Гиперфлоу (8), а затем - объемным расходомером ИРВИС (7). После проведения установленного количества измерений продукция скважины поступает в общий коллектор (3), где смешивается с продукцией остальных скважин и отправляется на технологическую подготовку. Таким образом, после проведения эксперимента имеются данные с четырех расходомеров: с СВГ.М, измеряющего сепарированную газовую продукцию; со счетчика жидкости ТОР, измеряющего сепарированную жидкостную продукцию; с массового расходомера ГиперФлоу-3Пм, измеряющего несепарированную смесь и с объемного расходомера ИРВИС, также измеряющего несепарированную смесь. Расходомер счетчик ИРВИС-РС-4 (рисунок 3.8) включает в себя следующие компоненты: термометр платиновый технический; встроенный преобразователь давления VEGABAR. Принцип действия расходомера-счетчика газа ИРВИС-РС4 основан на измерении частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела (генератор вихрей) [15]. Для приведения измеренного объема газа к стандартным условиям используются сигналы от встроенных датчиков давления и температуры. Технические характеристики ИРВИС-РС4 представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Технические характеристики ИРВИС-РС4 Рабочий газ ПГ, ПНГ, водяной пар, воздух, азот, углекислый газ и др. неагрессивные газы Погрешность измеренного объема, приведенного к стандартным условиям Диаметр условного прохода Диапазон измеряемых расходов газа при нормальных условиях Давление измеряемого газа (абс.) Температура измеряемого газа Температура окружающей среды Питание Взрывозащита Предел основной относительной погрешности измерения объема газа не более 1% при 0,2*Qнаим. 50 мм от 20 м3/час до 2500 м3/час от 0,05 до 0,9 МПа от -40 до +60°С от -40 до +45°С 220 В, 50 ±1Гц 1ExibIICT4 X ± 1,0% 46 Рисунок 3.8 – Структурный вид ИРВИС-РС4 [16] Счетчик газа вихревой СВГ.М включает в себя следующие компоненты: Счетчик газа вихревой СВГ.М-160.В составе: датчик расхода газа, датчик давления и датчик температуры [14]; блок контроля теплоты микропроцессорный. Принцип действия счетчика газа вихревого СВГ.М (рисунок 3.9) основан на измерении частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела [13]. Технические характеристики счетчика приведены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Технические характеристики СВГ.М ПГ, ПНГ, другие неагрессивные к стали марки 12Х18Н10Т (20Х13) газы (водяной пар, сжатый воздух, азот, кислород и т.п.) Рабочий газ Диапазон измеряемых расходов газа при рабочих условиях Диаметр условного прохода Диапазон измеряемых расходов газа при нормальных условиях Избыточное давление Температура измеряемого газа Температура окружающей среды Содержание механических примесей Взрывозащита (длина) линии связи между вычислителем и датчиками расхода, давления и температуры Предел основной относительной погрешности измерения объема газа От 4 Qmin до 160 Qmах м3/ч 50 мм от 20 м3/час до 2500 м3/час до 4,0 МПа от -40 до +250°С от -40 до +50°С не более 50 мг/м3 не более 500 м ± 2,5% 47 Б А А – Преобразователь; Б – Регистратор Рисунок 3.9 – Структурный вид СВГ.М Датчик комплексный с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм» включает в себя следующие компоненты: датчик комплексный с вычислителем расхода ГиперФлоу-3Пм заводской; термометр платиновый технический; датчик абсолютного давления; барьер искрозащитный. Датчик «ГиперФлоу-3Пм» предназначен для измерения и регистрации параметров потока измеряемой среды методом переменного перепада давления на стандартных сужающих устройствах и в системах с применением счетчиков и датчиков объемного расхода газа [19]. Технические характеристики датчика приведены в таблице 3.5. Таблица 3.5 – Технические характеристики ГиперФлоу-3Пм Тип первичного элемента (внутренний диаметр измерительного трубопровода, мм) Диапазон измерения перепада давления Диапазон измерения расхода в стандартных условиях Пределы измерений тепловой энергии Диапазон измерения абсолютного давления Диапазон измерения по каналам перепада давления и давления Диапазон измерения расхода Пределы измерения температуры, °С Диафрагма с угловым отбором давления (50 мм) От 0 до 2500 кгс/м2 От 70 до 790 м3/час от 0,01до 9 000 Гкал/ч; относительная погрешность вычисления тепловой энергии δ = ± 0,3% От 0 до 10 кгс/см2 1 : 100 1 : 10 от минус 30 до плюс 50°C Структурный вид устройства ГиперФлоу-3Пм представлен на рисунке 3.10. 48 1 – измерительная часть; 2 – разъем для распределительной коробки; 3 – разъем для дополнительного оборудования; 4 – датчик перепада давления; 5 – клапанный блок; 6 – переносной терминал; 7 – ниппель; 8 – ключ магнитный; 9 – барьер искрозащитный; 10 – вторичный блок; 11- крышка батарейного отсека; 12 – коробка распределительная; 13 – разъем для датчика давления; 14 – разъем для термопреобразователя; 15 – датчик избыточного давления; 16 – термопреобразователь Рисунок 3.10 – Структурный вид Гипер-Флоу-3Пм [18] 49 4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 4.1 Оценка эксплуатационных характеристик автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения Расчет основан на измерении расходов компонентов двухфазной среды с применением двух последовательно установленных расходомеров, измеряющих расходы жидкой и газовой фракций. На основе показаний этих расходомеров можно рассчитать расходы отдельных фаз в смеси. Так, для газожидкостных смесей предлагается последовательно установить приборы, из которых один измеряет массовый Qm , а другой – объемный Qv расходы. Массовый расход жидкости определяется по формуле 𝜌ж 𝑄𝑚ж = ∗ (𝑄𝑚 − 𝑄𝑣 ∗ 𝜌г), (4.1) (𝜌ж−𝜌г) где 𝜌ж – плотность жидкости, кг/м3; 𝜌г – плотность газа, кг/м3; 𝑄𝑚 – массовый дебит, кг/ч; 𝑄𝑣 – объемный дебит, м3/ч. Для расчет приняты следующие значения плотности: ж = 1176 кг/м3, г= 1,04 кг/м3. Массовый расход газа определялся по формуле 𝜌г 𝑄𝑚г = ∗ (𝑄𝑣 ∗ 𝜌ж − 𝑄𝑚). (4.2) (𝜌ж−𝜌г) Эти уравнения позволяют определить массовые расходы жидкости и газа на основании промысловых данных. Для проведения расчетов были использованы данные замеров АГЗУ, как показано в таблицах 4.1-4.2. Таблица 4.1 – Результаты измерения дебита жидкости Прибор Время начала замера, ч Время прекращения замера, ч Время замера, час Показания счетчика в начале замера (Vж), м3 Показания счетика в конце замера (Vж), м3 Изменение Т, °С Изменение P, МПа АГЗУ 10:00 21:00 11:00 569,2 576,5 15 0,17 Таблица 4.2 – Результаты измерения дебита газа Прибор Время начала замера, ч Время прекращения замера, ч Время замера, час Показания счетчика в начале замера (Vг), м3 Показания счетика в конце замера (Vг), м3 Изменение Т, °С Изменение P, МПа 50 АГЗУ 10:00 21:00 11:00 12562,26 12707,16 17,8 0,17 Для расчетов массовых дебитов жидкости и газа требуется предварительная обработка результатов измерений на АГЗУ. Объемный дебит скважины по жидкости вычислялся по формуле 𝑉ж 𝑄ж = ∗ 24 , (4.3) 𝑡 где Vж –объем извлеченной жидкости, м3; t – продолжительность замера, ч. Согласно результатам замера, получаем: 𝑉ж 𝑄ж = ∗ 24 = 0,7 м3/сут. 𝑡 Массовый дебит жидкости определяется по формуле 𝑄ж = 𝑄ж ∗ 𝐶𝑇𝐿q ∗ 𝐶𝑃𝐿q ∗ 𝜌ж, (4.4) где CTLq - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры, при которой был изменен объем извлекаемой из скважины жидкости [21]; CPLq – поправочный коэффициент, учитывающий влияние избыточного давления на объем нефти, при котором был изменен объем извлекаемой из скважины жидкости [6]. 𝐶𝑇𝐿𝑞 = 𝑒𝑥𝑝 ∗ [−𝛽 ∗ (𝑇 − 𝑇𝑐) ∗ (1 + 0,8 ∗ (𝑇 − 𝑇𝑐) ∗ 𝛽)], (4.5) где β – коэффициент объемного расширения нефти (°С-1), вычисляемый по формуле 613,97226 𝛽= = 4,4 ∗ 10−4 °С−1 , (4.6) 2 𝜌ж где T – температура, при которой проводился замер (°С); Tc – стандартная температура (20 °С). После всех преобразований получаем CTLq = 1,0022. 1 𝐶𝑃𝐿𝑞 = , (4.7) 1−𝛾∗𝑃 где Р – давление, при котором был измерен объем жидкости из скважины (МПа); γ – коэффициент сжимаемости нефти (МПа-1), вычисляемый по формуле 𝛾 = 10−3 ∗ 𝑒𝑥𝑝 ∗ [−1,608 + 0,00021592 ∗ 𝑇 + 0,870∗106 𝜌ж2 + 0,0042∗Т∗106 𝜌ж2 ], (4.8) После математических преобразований получаем: γ = 0,00039 МПа-1, CPLq = 1,00007. Тогда массовый дебит жидкости составит: 𝑄ж = 0,7 ∗ 1,0022 ∗ 1,000039 ∗ 1176 = 777,5 кг/сут. Объемный дебит газа по СВГ.М вычисляется по формуле 𝑉г 𝑄г = ∗ 24, (4.9) 𝑡 где Vг – объем извлеченного газа, м3; t – продолжительность замера, ч. Получаем Qг = 13,2 м3/сут. Массовый дебит газа вычисляется по формуле 𝑄свг. м = 𝑄г ∗ 𝜌г, (4.10) 3 где ρг-плотность газа 1,04 кг/м . Тогда Qсвг.м = 13,7 кг/сут. 51 Показания расходомеров ИРВИС и ГиперФлоу 3-Пм представлены в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Результаты измерений расходомеров Время 1:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 Tвкл ч 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Qирв м3/ч 8 4 6 14 6 11 5 5 7 10 4 t °C 17,61 18,96 17,81 19,92 18,96 19,65 19,11 17,96 19,91 17,14 17,51 P кПа 202,98 194,3 218,97 189,52 190,48 204,59 187,61 206,75 212,91 199,51 196,18 Qv м3/ч 15 9 13 26 11 23 9 10 14 20 9 Qм кг/ч 312,13 936 949,17 118,86 1947,57 143,8 773,97 349,65 589,68 239,62 1098,5 Вычисление массовых расходов жидкости и газа для приборов ИРВИС и ГиперФлоу 3-ПМ проводилось по формулам (4.1-4.2). Подставляя значения из таблицы 4.3 получаем: Qmж = 663,6 кг/ч, Qmг = 14,4 кг/ч. Сравнение полученных расчетных данных установки со значениями счетчиков жидкости и газовым расходомером марки СВГ.М, измеряющим сепарированную жидкую и газовую фазы, приведено в таблице 4.4. Таблица 4.4 – Результаты расчетов Q mг кг/ч 14,4 Q свг.м кг/ч 13,7 Qmж кг/ч 663,6 Q кг/ч 777,5 Примечание: Qmг – массовый расход газа по прибору ИРВИС; Qсвг.м – массовый расход газа по прибору СВГ.М; Qmж – массовый расход жидкости по прибору ГиперФлоу 3-ПМ; Q – массовый расход жидкости. Тогда процентное содержание газа в извлеченной жидкости может вычислено по формуле 𝑄𝑚г 𝑄г(доля) = . (4.11) 𝑄𝑚г+𝑄𝑚ж Подставляя полученные значения, получаем Qг = 0,021 (2,1%). Таким образом, рассмотренный метод может быть представлен как отдельный независимый метод измерения количества газа, либо как оценочный метод для сравнительного анализа традиционных получаемых результатов измерений расхода газа. Внедрение расходомеров в установку позволяет получать более оперативную информацию по учету как жидкой, так и газовой фракций. Это, в свою очередь, может упростить процесс подведения баланса жидкости и газа на раннем этапе промышленной переработки. 52 4.2 Оценка показателей надежности автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения Расчет надежности – это процедура определения значений показателей надежности объекта с использованием методов, основанных на их вычислении по справочным данным о надежности элементов объекта, данным о надежности объектов аналогов, данным о свойствах материалов и другой информации, имеющейся к моменту расчета [19]. Согласно функциональной схеме (см. граф. часть лист 2) составим структурную схему надежности, как показано на рисунке 4.1. Рисунок 4.1 – Структурная схема надежности Интенсивность отказа каждого устройства составит: 𝜆 = 1/𝑇, (4.12) где 𝑇 – среднее время наработки на отказ, ч. ПСМ характеризуется средней наработкой на отказ 16000 часов. Тогда интенсивность отказов составит: 𝜆 = 1/16000 = 6,25 ∙ 10−5 ч−1 Датчик ИРВИС имеет среднюю наработку на отказ 263000 часов. Тогда интенсивность отказов составит: 𝜆 = 1/263000 = 3,80 ∙ 10−6 ч−1 Расходомер характеризуется средней наработкой на отказ 50000 часов. Следовательно, интенсивность отказа: 𝜆 = 1/50000 = 2 ∙ 10−5 ч−1 Датчик СВГ.М с наработкой на отказ 50000 часов имеет интенсивность отказов: 𝜆 = 1/50000 = 2 ∙ 10−5 ч−1 Датчик ГиперФлоу 3-Пм со временем наработки на отказ 170 лет имеет интенсивность отказов: 𝜆 = 1⁄11489200 = 6,715 ∙ 10−7 ч−1 Газосигнализатор со временем наработки на отказ 30000 ч имеет интенсивность отказов: 𝜆 = 1⁄30000 = 3,33 ∙ 10−5 ч−1 Для клапанов КМР средняя наработка на отказ не менее 130000 ч имеет интенсивность отказов: 𝜆 = 1⁄130000 = 7,692 ∙ 10−6 ч−1 Вентиляторы имею среднюю наработку на отказ не менее 100000 ч имеет интенсивность отказов: 53 𝜆 = 1⁄100000 = 1 ∙ 10−5 ч−1 Вероятность безотказной работы (ВБР) – это вероятность того, что в пределах заданной наработки или заданном интервале времени отказ объекта не возникнет. Расчет вероятности безотказной работы системы проводится для интервала времени, равного одному году (𝑡=8760 ч). Вероятность безотказной работы в течение времени 𝑡 каждого устройства рассчитывается по формуле 𝑅(𝑡) = 𝑒 −𝜆∙𝑇 . (4.13) Выполним расчет вероятности безотказной работы ПСМ по формуле (4.13), а результаты расчета прочих элементов системы представим в виде таблицы 4.5. −5 𝑅(𝑡) = 𝑒 −6,25∙10 ∙8760 = 0,578 Таблица 4.5 – Результаты расчета вероятности безотказной работы элементов системы АГЗУ Тип датчика ПСМ ИРВИС СВГ.М ГиперФлоу 3-Пм Газосигнализатор Клапан КМР Вентилятор ВБР, 𝑅(𝑡) 0,578 0,967 0,839 0,994 0,747 0,935 0,916 Вероятности безотказной работы последовательно и параллельно соединенных элементов рассчитываются по формулам 𝑅(𝑡) = ∏𝑛𝑖=1 𝑅𝑖 (𝑡), (4.14) 𝑛 𝑅(𝑡) = 1 − ∏𝑖=1[1 − 𝑅𝑖 (𝑡)], (4.15) где 𝑅𝑖 (𝑡) – вероятность безотказной работы i-го элемента в системе; 𝑛 – число элементов. Тогда, согласно структурной схеме надежности (см. рисунок 4.1) и формулам (4.14-4.15) вероятность безотказной работы всей системы будет иметь вид 𝑅(𝑡) = 𝑅1 𝑅2 (1 − (1 − 𝑅3 𝑅4 )2 )(1 − (1 − 𝑅5 )2 )(1 − (1 − 𝑅6 𝑅7 )2 )(1 − (1 − 𝑅8 )2 )𝑅8 (4.16) 2 2 𝑅(𝑡) = 0,578 ∙ 0,967 ∙ (1 − (1 − 0,839 ∙ 0,839) ) ∙ (1 − (1 − 0,994) ) ∙ (1 − (1 − 0,747 ∙ 0,935)2 ) ∙ (1 − (1 − 0,916)2 ) ∙ 0,916 = 0,443 Как видно система обладает достаточной надежностью, при этом, важно отметить, что самым слабым участком является ПСМ, так как его невозможно зарезервировать, при этом он характеризуется малой вероятностью безотказной работы. 54 4.3 Оценка показателей ремонтопригодности автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» в условиях Самотлорского месторождения В начале расчёта ремонтопригодности определяют условную вероятность отказа элементов i-ой группы при простейшем потоке отказов 𝜆 𝑞𝑖 = 𝑚𝑖 , (4.17) ∑ 𝑗=1 𝜆𝑗 где λi – интенсивность отказов элементов i-ой группы; m – число групп элементов в системе. Затем находят среднее время ремонта: 𝑇Р = ∑𝑚 (4.18) 𝑖=1 𝑞𝑖 ⋅ 𝑇Р𝑖 , где ТРi – активное время ремонта при отказе элемента i-ой группы. Это время слагается из среднего время поиска неисправного элемента t0i, среднего времени замены элемента tЗi и среднего времени проверки исправности системы после замены отказавшего элемента tПРi TРi = t0i + tЗi + tПРi. (4.19) По точности и достоверности метод расчета оценок времени ремонта зависит от закона распределения времени ремонта. Как правило, это распределение экспоненциальное или Эрланга. Средняя продолжительность ремонта определяется по формуле [20] ∑𝑛 𝑇 𝑇Р𝑖 = 𝑖=1 Р𝑖, (4.20) 𝑛 где TРi – среднее время ремонта при i-ом отказе; n – число отказов. Эта формула менее точна, чем формула (4.18), так как в ней все отказы считают равновероятными. Если система модульного типа и ремонт производят заменой модуля, то закон распределения времени ремонта – экспоненциальный 1 𝑡 𝑓(𝑡Р ) = exp (− Р ). (4.21) 𝑇Р 𝑇Р При экспоненциальном распределении верхнюю TРВ и нижнюю TРН границы времени ремонта находят из выражений TРН = TРr2, (4.22) TРВ = TРr1. (4.23) Коэффициенты r1 и r2, связанные с квантилями распределения 2 Пирсона, можно определить из таблицы 4.6 в зависимости от значений n и доверительной вероятности Р(). Таблица 4.6 – Значения коэффициентов r1 и r2 Вероятность Р() N 2 4 6 r1 0.99 13.5 4.35 3.36 0.95 5.63 2.93 2.29 r2 0.9 3.77 2.29 1.9 0.8 2.42 1.74 1.54 55 0.99 0.3 0.4 0.46 0.95 0.42 0.52 0.57 0.9 0.51 0.6 0.65 0.8 0.67 0.73 0.76 Продолжение таблицы 4.6 8 10 15 20 50 100 250 500 2.75 2.42 2.01 1.81 1.43 1.28 1.17 1.11 2.01 1.83 1.62 1.51 1.28 1.19 1.11 1.08 1.72 1.61 1.46 1.37 1.21 1.14 1.09 1.06 1.43 1.37 1.28 1.24 1.14 1.09 1.0 1.04 0.5 0.53 0.59 0.63 0.74 0.8 0.87 0.89 0.61 0.64 0.68 0.72 0.8 0.86 0.9 0.92 0.6 0.7 0.74 0.77 0.84 0.88 0.92 0.94 0.78 0.8 0.83 0.85 0.89 0.92 0.95 0.96 При поиске отказов вручную время текущего ремонта, как правило, распределено по закону Эрланга 4𝑡 −2𝑡Р 𝑇Р 𝑇p 𝑓(𝑡Р ) = ( 2Р ) exp ( ). (4.24) При распределении Эрланга TРН = TР/2, (4.25) TРВ = TР/1. (4.26) Значение коэффициентов 1 и 2 можно определить из таблицы 4.7 в зависимости от значений n и доверительной вероятности Р(). Таблица 4.7 – Значение коэффициентов 1 и 2 Вероятность Р() 1 N 4 8 10 15 20 30 50 100 250 500 0.99 0.362 0.464 0.473 0.570 0.629 0.697 0.765 0.835 0.895 0.928 0.95 0.500 0.620 0.650 0.700 0.740 0.788 0.830 0.880 0.923 0.950 2 0.9 0.581 0.688 0.713 0.766 0.800 0.835 0.870 0.910 0.944 0.960 0.8 0.700 0.785 0.813 0.850 0.870 0.892 0.916 0.940 0.962 0.974 0.99 2.00 1.66 1.53 1.43 1.37 1.30 1.23 1.16 1.10 1.07 0.95 1.64 1. 43 1.35 1.30 1.26 1.22 1.17 1.12 1.07 1.05 0.9 1.47 1.34 1.29 1.23 1.20 1.16 1.13 1.09 1.06 1.04 0.8 1.28 1.20 1.19 1.15 1.13 1.11 1.08 1.06 1.04 1.03 Постановка задачи. Имеется непрерывно работающая двухканальная линия датчиков АГЗУ (рисунок 4.1). Интенсивность отказа λ датчиков берем из п. 4.2 с интенсивностью ремонта μ = 1 ч1. Определим среднее значение суммарного времени ремонта линии и доверительный интервал I с вероятностью Р() = 0,99 за время эксплуатации 8760 ч. Для восстановления имеется одна бригада. Вероятность отказа двух каналов одновременно Р1,2 = 0,25. Ремонт отказавшего канала требует выключения всей линии. Решение: Находим наработку на отказ двух каналов: 𝑇1 = 1⁄(𝜆псм + 𝜆ирв + 𝜆свг + 𝜆гип ) = 1⁄(6,25 ∙ 10−5 + 3,8 ∙ 10−6 + +2 ∙ 10−5 + 6,715 ∙ 10−7 ) = 9348 ч 56 𝑇2 = 1⁄(𝜆газ + 𝜆кмр + 𝜆вен ) = 1⁄(3,33 ∙ 10−5 + 7,692 ∙ 10−6 + 1 ∙ 10−5 ) = 19611 ч Находим количество отказов в одном из каналов (n1 и n2), суммарное количество отказов в каналах (n) и количество отказов одновременно в двух каналах (n1,2): 𝑛1 = 𝑡⁄𝑇1 = 8760⁄9348 = 0,937 𝑛2 = 𝑡⁄𝑇2 = 8760⁄19611 = 0,447 𝑛𝛴 = 𝑛1 + 𝑛2 = 0,937 + 0,447 = 1,384 𝑛1,2 = 𝑛𝛴 ∙ 𝑃1,2 = 1,384 ∙ 0,25 = 0,346 Находим среднее время ремонта: 25% всех отказавших изделий (n1,2) восстанавливаются поочередно за время: 1 1 2 2 𝑇𝑃1,2 = + = = = 2 ч 𝜇 𝜇 𝜇 1 Остальные 75% отказавших изделий (N1 = n n1,2 = 1,384 – 0,346 = 1,038) восстанавливаются за время: 𝑇𝑃1 = 1/𝜇 = 1/1 = 1 ч Среднее время ремонта линии: Т 𝑁 +Т 𝑛 1⋅1,038+2⋅0,346 𝑇Р = Р1 1 Р12 12 = = 1,25 ч 𝑛𝛴 1,384 По таблице 4,6 определяем для n = 1,384 и Р() = 0.99, что r1 = 13,5 и r2 = 0,3, а затем по формулам (4.22) и (4.23) определяем доверительные границы и интервал I изменения времени ремонта ТР: 𝑇рн = 𝑇Р 𝑟2 = 1,25 ∙ 0,3 = 0,38 ч; 𝑇рв = 𝑇Р 𝑟1 = 1,25 ∙ 13,5 = 16,88 ч; I = 0,38…16,88 ч. 57 5 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДА 5.1. Промышленная безопасность и охрана труда К работе в АГЗУ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные, аттестованные и имеющие удостоверения на право обслуживания сосудов. Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию должен оформляться приказом, распоряжением по цеху. 1. Не реже 1 раз в 3 дня проводить ревизию сальниковых уплотнений, фланцев, запорной арматуры, проверку СППК посредством нажатием на рычаг СППК, проверяя этим исправность пружинного клапана. Требования правил ТБ в АГЗУ должны соответствовать нормам В-1А. 2. Перед входом в АГЗУ проветрить помещение в течении 20 мин., открыв обе двери. 3. Категорически запрещается работать неисправным инструментом, эксплуатировать неисправное оборудование и механизмы, работать со снятыми или неисправными ограждениями, а также пользоваться неисправными средствами индивидуальной защиты. 4. Эксплуатация оборудования и механизмов с нагрузками и давлениями, превышающими допустимые по паспорту, запрещается. 5. Контрольно-измерительные приборы (КИП) должны иметь пломбу или клеймо контролирующей организации (госповерителя) и организации, осуществляющей их ремонт. Исправность КИП проверяют в сроки предусмотренные инструкциями по их эксплуатации, а также всякий раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний. 6. Производственную территорию помещение и рабочие места необходимо содержать в чистоте, не загромождать материалами и другими предметами. 7. Курить на территории производственных объектов разрешается только в специально отведённом месте. 8. Концентрация сероводорода в воздухе рабочих помещений не должна превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) – 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами 3 мг/м3 . 9. При выявлении опасных концентраций сероводорода должны немедленно приниматься меры по предупреждению отравления людей и ликвидации аварийной ситуации. 10. Ремонтные и аварийные работы в загазованной среде (ПДК превышает норму) могут выполнятся только в противогазах. 11. Герметичность сальниковых и фланцевых соединений запорных устройств, аппаратов и коммуникаций, находящихся в помещениях, следует проверять не реже одного раза в смену. Средства индивидуальной защиты: назначение и применение, сроки испытания. 58 Работники опасных производственных объектов должны быть обеспечены сертифицированными средствами индивидуальной защиты, смывающими и обезвреживающими средствами. Специальная одежда, специальная обувь, другие средства индивидуальной защиты выдаются работникам нефтяной и газовой промышленности в установленном порядке. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах (взрывопожароопасных участках производства), должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов. Работники, прибывшие на опасный производственный объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасными и вредными производственными факторами и признаками их проявления, поведения и обязанностям по конкретным видам тревог, другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего. В области охраны труда работник обязан: соблюдать требования охраны труда, установленные законами и иными нормативными правовыми актами, настоящими Правилами и инструкциями по охране труда, разработанными работодателем в установленном порядке; правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты; проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ по охране труда, оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда; немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае на производстве, или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о проявлении признаков острого профессионального заболевания (отравления); проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования); в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте. Специальная одежда, спец. Обувь и другие СИЗ являются собственностью предприятия и выдаются работникам только на время исполнения ими своих должностных обязанностей. Во время работы работники обязаны пользоваться выданной им спец. Одеждой, спец. Обувью и другими СИЗ. 59 Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже 1 раз в полугодие, на стенде путём подвешивания груза весом указанного в паспорте пояса, если в паспорте не указано испытательная нагрузка, то пояс испытывается нагрузкой 225 кг в течении 5 мин. Результат испытания заносится в паспорт. предохранительном поясе должна быть бирка на которой указываются: инвентарный номер пояса, дата проведения испытания и дата последующего испытания. Эксплуатация предохранительного пояса запрещается при наличии следующих дефектов: отсутствует на поясе бирка, истёк срок испытания пояса; имеется частичный или полный разрыв швов, ремней; отсутствует, или неисправен карабин. Противогазы проверяются на герметичность перед выполнением каждой газоопасной работы. При одетом противогазе конец гофрированной трубки крепко зажимают рукой. Если при таком положении дышать невозможно, противогаз исправен, если дышать можно, значит имеются пропуски воздуха, и противогаз к использованию не пригоден. Для испытания спасательной верёвки к ней подвешивают груз 200 кг и оставляют на 15 мин. Длина верёвки замеряется перед испытанием и после его. После снятия груза, на верёвке не должно быть никаких повреждений. Остаточные удлинения верёвки от приложенной нагрузки не должно превышать 5% от первоначальной длины (0,5 м на 10 м длины верёвки). Резиновые диэлектрические перчатки испытывают напряжением 6 кВ в течении 1 мин, не реже 1 раза в 6 месяцев. Резиновые диэлектрические коврики перед вводом в эксплуатацию испытывают напряжением 6 кВ, а в процессе эксплуатации проводят осмотр не реже 1 раза в 6 месяцев. Диэлектрические подставки перед вводом в эксплуатацию испытывают напряжение 36 кВ, в течении 1 мин, в процессе эксплуатации проводят осмотр не реже 1 раза в 3 года. 5.2. Меры безопасности при проведении замеров в помещении автоматизированной групповой замерной установки «Спутник» К безопасному ведению работ в АГЗУ «Спутник» допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавший 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); 60 датчик положения переключателя ПСМ; электродвигатель привода ГП-1М; электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10; манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный; светильники ВЗГ-200 АМС; датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П; обогреватель электрический ОЭВ-4. Характеристика опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника. 1. Физические опасные и вредные производственные факторы: повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека; повышенная напряженность электрического поля; отсутствие или недостаток естественного света; расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола). 2. Химические опасные и вредные производственные факторы: токсические; проникновение в организм человека через органы дыхания. При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи. 1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ «Спутник» включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение. При отсутствии электрического вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери. 2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ. 3.Открытие шаровых кранов, задвижек во избежание гидроудара производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах. 4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы. 5. Hа АГЗУ «Спутник» красной краской должны быть выполнены надписи: «ГАЗ – ОСТОРОЖНО», класс взрывоопасной зоны «В-1а». 6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ «Спутник» пневмоиспытанием. 7. Электропроводка в помещении АГЗУ «Спутник» выполнена кабелем согласно ПУЭ во взрывоопасных установках (в помещении и наружных). 61 5.3. Охрана окружающей среды На предприятии проводятся мероприятия по уменьшению удельных показателей выбросов, в частности установка фильтров на дыхательные клапаны резервуаров, сепараторов, отстойниках. В целях защиты атмосферного воздуха от загрязнения, сброс газа с ППК предусматривается через дренажную емкость на факел для сжигания. С целью охраны водоемов от попадания загрязненных стоков, все промышленные стоки направляются по системе трубопроводов на очистные сооружения с последующей подачей их в систему поддержки пластового давления. По охране окружающей среды проведены мероприятия: максимальная герметизация производственного процесса; сокращено прямоточное водоснабжение за счет использования аппаратов воздушного охлаждения для продуктов стабилизации нефти; направление не сконденсировавшихся газов стабилизации в систему газосбора или в дренажные емкости; осадки, после зачистки резервуаров и грунт с нефтепродуктами вывозятся в места, согласованные с санитарной инспекцией, для нейтрализации и дальнейшего закапывания; замазученная ветошь, тряпки собираются и сжигаются за территорией установки, в местах, согласованных с пожарным надзором. Так же в стране функционирует Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС), положение о которой утверждено Постановлением Правительства Российской федерации, в соответствии с которым, система объединяет органы управления, силы и средства. 62 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В представленной работе была рассмотрена возможность оптимизации работы АГЗУ путем применения системы, состоящей из двух расходомеров различного принципа действия. Предварительный учет попутного нефтяного газа может упростить весь цикл добычи за счет возможности подведения баланса жидкости и газа на более ранних этапах. Исходя из поставленных задач, можно сделать следующие выводы: АГЗУ являются неотъемлемой частью при обустройстве скважины и позволяют производить предварительный учет добываемой продукции перед ее отправкой в общий коллектор. На сегодняшний день наибольшей популярностью пользуются замерные установки типа «Спутник-А» и «Спутник-В», ввиду высокой надежности, простоты конструкции и возможности их применения в различных природных условиях. Внедрение и применение установки, включающей расходомеры объемного и массового принципов действия, в производственный процесс позволит сократить затраты на эксплуатацию дорогостоящего и громоздкого оборудования как АГЗУ, при этом обеспечивается получение наиболее точных данных с экспериментальной установки. Обработка этих данных в режиме реального времени позволит в перспективе проводить мониторинг работы скважины и принимать оперативные решения по регуляции режима ее работы. При использовании классической схемы замеров в АГЗУ наработка на отказ всех измерительных приборов установки составляет порядка 9348 часов, а количество отказов за 1 год эксплуатации – 0,937. При использовании предложенной схемы АГЗУ наработка на отказ составила – 11498 часов, с количеством отказов – 0,762. Таким образом, предложенная схема позволяет повысить ремонтопригодность установки на 18,7 %. Рассмотренная методика расчета позволяет на основе данных, полученных с внедренной в АГЗУ установки из двух расходомеров, осуществлять расчет доли попутного нефтяного газа на этапе добычи. Согласно исходным промысловым данным, расчетная доля ПНГ составляет 2,1 % от общего количества добытой продукции. 63 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Нуднер. В.А. Гидрогеология СССР Том XVI Западно-сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская область). – М.:Недра, 1970. – 368 с. 2. Нестеров И.И. Стратиграфия мезо- кайнозойских отложений Среднеобской нефтегазоносной области / И.И. Нестеров, Ю.В. Брадучан, А.П. Сколовский. – М:Недра, 1968. – С. 11-57. 3. Назаров А.Д. Нефтегазовая гидрогеохимия юго-западной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. – М.:Идея-Пресс,2004. – 288 с. 4. Сидоренко А.В. Геология СССР Том XIV Западная Сибирь Часть 1 Геологическое описание. – М.: Недра, 1967. – 664 с. 5. Крец В. Г. Основы нефтегазового дела: учебное пособие для СПО / В.Г. Крец, А.В. Шадрина; под редакцией В.Г. Лукьянова. – Саратов: Профобразование, 2021. – 199 c. 6. Лазовский Л.И. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин / Л.И. Лазовский, Ш.М. Смотрицкий. – М.: Недра, 1975. – 168 с. 7. Пат. 2560808 Российская Федерация, МПК F17D 3/18. Установка групповая замерная / Сафаров Р.Р., Сафаров Я.Р.; патентообладатель Сафаров Рауф Рахимович. – № 2014121963/02; заявл. 29.05.2014; опубл. 20.08.2015, Бюл. № 23. – 6 с.: ил. 8. Пат. 2168011 Российская Федерация, МПК E21B47/10 E21B43/34. Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации / Роберт Е. Даттон; патентообладатель МАЙКРО МОУШН, ИНК. – № 98114252/03; заявл. 23.12.1996; опубл. 27.05.2001. – 10 с.: ил. 9. Пат. 2219428 Российская Федерация, МПК F17D 3/00. Установка групповая замерная / Абрамов Ю.А., Дерягин Н.Е., Макаров В.В., Некрылов В.М., Палий Р.В., Симанов А.Н., Соколов В.А., Черыков Л.А., Шанаурин А.Л., Шведов В.Д.; патентообладатель ОАО "ИКАР" Курганский завод трубопроводной арматуры. – № 20011224425/06; заявл. 03.09.2001; опубл. 20.12.2003. – 5 с.: ил. 10. Пат. 2307930 Российская Федерация, МПК E21B 47/10, G01F 15/08. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде / Барановский С.А., Демьянов А.А., Матюхин Ю.В., Поярков С.А., Сень В.П., Сергеев Ю.Н.; патентообладатель ЗАО "ПИК и Ко". – № 2006106372/03; заявл. 01.03.2006; опубл. 10.10.2007. – 5 с.: ил. 11. Фык М.И. Основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебник / И.М. Фык, Е.И. Хрипко; под ред. проф. И.М. Фыка. – Харьков: Фолио,2015. – 301 с. 12. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.. – М.: Недра, 1988. – 302 с. 64 13. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей / Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 345 с. 14. Соловьев В.О. Нетрадиционные источники углеводородов: проблемы их освоения: учебное пособие / В.О. Соловьев, И.М. Фык, Е.П. Варавина. – Х. : НТУ «ХПИ», 2013. – 92 с. 15. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с. 16. Косков В.Н., Косков Б.В., Юшков И.Р. Определение эксплуатационных характеристик продуктивных интервалов нефтяных скважин геофизическими методами: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. – 137 с. 17. Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом для продуктивных отложений Пермского Приуралья / сост. В.Г. Михневич, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк. – Пермь, 1994. – 12 с. 18. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: учебник для вузов. – М.: Альянс, 2010. – 588 с. 19. Нефтепромысловое оборудование: справочник / под ред. Е.И. Бухаленко. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 559 с 20. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: учебное пособие для вузов / Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев. – М.: Недра, 1985. – 296 с. 21. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов. – М.: Альянс, 2005. – 510 с. 65
