Обслуживание АГЗУ «Спутник» и «АСМА»

В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются транспортабельными замерными установками.

Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300» предназначена для определения суточных дебитов жидкости, нефти и воды, путем измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин.

Область применения установок - нефтяные и газовые месторождения.

Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнере, который монтируется на шасси автомобиля повышенной проходимости с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм.

Измеряемая среда - жидкость (нефтеводогазовая смесь):

- рабочее давление до 4,0 МПа

- температура от минус 10 до плюс 50°С;

- вязкость до 500 сСт;

- содержание воды, объемная доля, до 99%;

- содержание парафина, массовая доля, до 6,0%;

- содержание серы, массовая доля, до 2,0%;

- содержание мехпримесей, массовая доля, до 0,05%;

- скорость коррозии, не более 0,2 мм/год.

Климатическое исполнение установки УХЛ1, но для работы при температуре окружающей среды от минус 43 до плюс 50°С и относительной влажности 98% при температуре 15°С.

Технические характеристики :

Дебит скважины, подключаемой к установке:

- по жидкости, т/сут от 0,1 до 400

- по выделившемуся при рабочих условиях газу, приведенным к

нормальным условиям , м³/сут до 300000

Относительная погрешность измерения массы жидкости

(газожидкостной смеси), не более, % 2,0

Относительная погрешность определения среднесуточного

дебита по жидкости, не более, % 2,5

Относительная погрешность определения объема попутного

нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, не более, 5,0

Относительная погрешность определения влажности нефти в поддиапазонах:

а) от 0 до 60% ( эмульсия типа «вода в нефти»), % ±2,5

б) свыше 60 до 100% - ±4,0%.

Количество скважин, подключаемых к установке , 1

Диаметры условных проходов входного и выходного патрубков, м 50

Потеря давления при максимальном расходе жидкости, не более, МПа 0,02

- напряжение, В 380 / 220

- частота, не более, Гц 50 ± 1

- установленная мощность, не более, кВА 20

Габаритные размеры, не более, мм 9860х2500х3960

Масса, не более, кг 16850

 

 

Рисунок 1 – Установка масооизмерительная транспортабельная

АСМА-Т-03-400-300:

1 – поручень к лестнице; 2 – опора винтов; 3 – дренажный бак; 4 – башмак; 5 – ящик для винтовых опор; 6 – ящик заземления; 7 – ящик трубопровода для подключения.

 

 

 

Рисунок 2 – установка по замеру продукции Спутник – А

Помещение АГЗУ относится к классу опасности В-1а. Класс опасности

определяется по справочнику- классификатору и наносится на помещение АГЗУ.

Также на табличке перед входом в АГЗУ должно быть указано, время

проветривания , фамилия, имя, отчество лиц ответственных за исправное и противопожарное состояние - все эти данные должны быть обязательно нанесены яркой краской на видном месте помещения АГЗУ.

Установка щитового помещения должна находиться не менее 12м от замерной – переключающей установки. Перед входом в АГЗУ , необходимо включить вентилятор на 5 – 10 мин.

При длительном пребывании внутри установки, при проведении работ с вынужденным разливом нефти, вентилятор должен работать постоянно.

При отсутствии электроэнергии, вентиляция установки обеспечивается открыванием обеих дверей.

На замерной переключающих установках красной краской выполняются надписи: “ОГНЕОПАСНО”, “ВКЛЮЧИТЬ ВЕНТИЛЯЦИЮ

Внутри АГЗУ должны быть нанесены краской номера скважин подключенных к установке, должен быть в наличии журнал оператора, куда следует производить записи после производства замера. Должны быть в наличии схема включения сосуда работающего под давлением и выписки из инструкций по безопасной эксплуатации и противопожарной безопасности.

Во время работы оператор добычи нефти и газа должен соблюдать требования настоящей инструкции, правила противопожарной безопасности и правила личной гигиены, культуру производства на вверенных ему участках работы.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО АГЗУ

Установка автоматизированная групповая “СПУТНИК” АМ-40-10-400 или АМ-40-14-400 предназначена для замера периодического изменения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин и для последующего определения дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, раздельный сбор обводненной и необводненной нефти.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

Прежде чем войти в помещение АГЗУ для производства замеров оператор обязан включить вентиляцию или естественным образом проветрить помещение в течении 15-20 минут.

При работе внутри АГЗУ рекомендуется использовать обмедненный инструмент не дающий искр при ударах. Оператор обязан находиться в положенной спецодежде.

 

 

Таблица 2 – Основные технические данные

 

Максимальный дебит одной замерной скважины	т/сут.
Предел допускаемой относительной погрешности при оперативном измерении количества жидкости,	%	не более + 6,0
Количество подключаемых скважин на замер	шт.	10 - 14
Рабочее давление	кг/см2,	не более 40
Температура рабочей среды	оС	+5 оС - +70
Питание пневматических цепей:
давление газа	кг/см2	не более 40
перепад давления между замерными сепараторами и общим коллектором	кг/см2	0,3 – 1,2
Питание электрических цепей	род тока	переменный
напряжение		380 / 220 В
частота	Гц	50+1
потребляемая мощность	кВт,	не более 10
Температура окружающей среды	оС	+50 оС
Исполнение приборов замерно - переключающей установки		взрывозащищенное
Класс помещения замерно – переключающей установки		В – 1а
Исполнение щитового помещения		обыкновенное

 

УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ

Схема установки работает следующим образом:

Манифольды скважин подсоединяются к патрубкам замерно- переключающей установки через обратные клапана.

Продукция скважин поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. Из переключателя (ПСМ) скважин направляется в гидроциклонную головку замерного сепаратора, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Это необходимо для более точного замера объемного дебита скважины.

Продукция остальных скважин поступает в общий трубопровод при открытой заслонке.

Количество жидкости, выдавливаемой газом из сепаратора, измеряется счетчиком ТОР – 1 – 50.

Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает цилиндрическое прохождение, т.е. по полному сечению трубы жидкости, через счетчик ТОР – 1 – 50 с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью.

Счетчик ТОР – 1 – 50 выдает импульсы на блок управления и индикации после прохождения через счетчик 50 метров жидкости. Кроме того, счетчик имеет шкалу со стрелкой и механический интегратор.

Поочередное переключение скважин к переключателю ПСМ производится при помощи задвижек.

Установка может работать в трех режимах:

1. Через замерной сепаратор на ручном управлении.

2. Через замерной сепаратор на автоматическом управлении.

3. Работа по байпасу.

Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения. В каждом отдельном случае оно согласовывается с ИТР цеха добычи.

Подсчет дебита производится по формуле:

Н1-Н2

Q = 1440 --------- КУ (1)

Т1-Т2

Где:

Q – суточный дебит, т/сут. ;

Н1 – показание счетчика в начале замера, м³

Н2 – показание счетчика в конце замера, м³

Т1-Т2 – время замера, мин

К – поправочный коэффициент счетчика

У – удельный вес нефти, т/сут.

 

При переводе скважины на работу по байпасу:

- открыть задвижки 1-го ряда;

- закрыть задвижки 1-го ряда, установить каретку рукояткой ручного управления между двумя стволами;

- стравить давление.