что такое гзу в нефтяной промышленности

Принцип работы агзу

Принцип работы АГЗУ массового типа

АГЗУ применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Задачи АГЗУ

1. измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин;

2. измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема;

3. обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла;

4. формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла;

5. управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла.

Конструктивные особенности

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного.

Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя.

В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

Каждая установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

В технологическом блоке размещены:

· замерный сепаратор (ёмкость сепарационная);

· переключатель скважин многоходовый ПСМ;

В аппаратурном блоке размещены:

Технологический блок имеет несколько исполнений в зависимости от количество подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Технологический блок имеет освещение, отопление, принудительную или естественную вентиляцию.

Принцип работы

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 поступает в общий трубопровод (через датчик расхода газа), а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями. Это обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором.

Назначение

Измерения в непрерывном или периодическом режимах расхода и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин (поочередно, каждой из подключенных к АГЗУ), а также индикация, архивирование и передача результатов измерений и аварийных сигналов на верхний уровень системы автоматизации (диспетчерский пункт нефтяного промысла).

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении.

К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник AM 40-10-400

· Спутник AM 40-14-400

8 — количество подключаемых скважин.

Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости и знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки.

Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации.

На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Источник

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

Источник

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник».

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.

Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

8 — количество подключаемых скважин.

Источник

Автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ)

АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка) или ИУ (измерительная установка) – это часть системы оборудования нефтепромысла. Она отвечает за исполнение алгоритмов замера количества и соотношения сред, добываемых из скважины:

Полученные результаты индицируются и обрабатываются автоматикой, размещенной в блок-боксе АГЗУ или передаются на КИПиА верхнего уровня на базе АСУ ТП.

Состав, конструкция, комплектация

Как и большинство блочного оборудования АГЗУ состоит из двух конструктивных блоков:

Внутри первого размещается рабочее оборудование, первичные приборы измерений и контроля, системы жизнеобеспечения, пожарная и аварийная сигнализации, системы отключения и блокировки.

Внутри технологического блока может располагаться следующее оборудование:

В зависимости от ТЗ заказчика, в ТБ может устанавливаться оборудование, отвечающее за дозацию и ввод химических реагентов в выходной коллектор. И устройства, позволяющие при аварии собрать и удалить в дренаж разлитую жидкость.

Конструктивно блок-бокс ТБ представляет собой сварную стальную раму, обшитую сендвич-панелями с двумя дверьми, расположенными в противоположных стенах. Крыша скатная. В качестве утеплителя используются базальтовые материалы, прокладывающиеся слоем более 50 мм.

Количество окон зависит от пожеланий заказчика.

Второй, аппаратный блок, содержит:

Блок-бокс, в котором располагается аппаратный блок аналогичен контейнеру ТБ. Размер помещения зависит от комплектации АГЗУ.

Принцип работу АГЗУ

Выкачивающаяся из скважины газожидкостная смесь (по ГОСТ 8.615-2005 это газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа) поступает в трубопровод. И оттуда сквозь обратные клапаны – к блоку переключения скважин. В зависимости от тех.условий устанавливается многоходовый переключатель скважин с гидроприводом ГП-1 (позволяет переключать скважины дистанционно и ручным способом) или трехходовый шаровой кран с электрическим приводом. Данный узел разделяет потоки, и ГЖС выбранной для измерения скважины попадает на замерную линию, а оттуда в сепаратор. ГЖС остальных скважин уходят в выходной коллектор. Для проведения технического обслуживания или ремонта оборудования, переключатель скважин может все поступающие потоки переводить напрямую в коллектор.

В сепараторной емкости за счет применения гравитационной центробежной силы происходит разделение ГЖС на жидкость и газ. Когда сепаратор находится в режиме накопления, выход в подключенную жидкостную линию перекрывается. И жидкая фаза собирается на дне емкости. А отделенный попутный нефтяной газ через газовую линию, оснащенную приборами учета, выводится в выходной коллектор.

Когда уровень жидкости в сепараторе достигает минимума, жидкостная линия блокируется и открывается газовая. Цикл повторяется.

Контроль работы сепаратора может осуществляться с помощью рычажно-поплавковой системы. В этом случае газовая линия перегораживается заслонкой, присоединенной к поплавку механическим способом. Жидкостная линия оборудуется клапаном, регулирующим расход и открывающимся, когда давление достигнет необходимого уровня.

К сепараторной емкости подключаются узлы аварийного понижения давления, газосброса на свечу через СППК. Она также оснащается дренажными патрубками и смотровым люком для проведения промывки и пропаривания оборудования.

Аналогом автоматической групповой замерной установки для удаленной малодебитной скважины является ИУ типа БИУС. Она была разработана для расчета дебита единичной скважины со следующими показателями:

В данной установке не предусмотрен переключатель скважин. Поток ГЖС напрямую подается в сепараторную емкость, где разделяется на фазы, каждая из них попадает в коллектор по своей линии. В установке БИУС предусмотрен режим “байпаса”. Учет жидкости производит механический счетчик. Объем газа высчитывается расчетным методом. Наличие аппаратного блока не предусмотрено.

Технические характеристики

380/2203N 50Гц

Наша компания готова предложить Вам АГЗУ любой комплектации и модификации. Собственное производство и большой опыт позволяют нам реализовывать не только типовые, но и сложные индивидуальные проекты. Мы разработаем и изготовим ИУ с сепаратором, БИУС или АГЗУ «массомер» в соответствии с Вашим пожеланиями и требованиями регламентирующей документации (ГОСТ, СниП, ТУ). Перечень оборудования, размер и конструктивные особенности АГЗУ подбираются индивидуально, исходя из технического задания, расположения нефтепромысла и рабочих условий.

Заполните опросный лист, расположенный ниже, и наши специалисты проведут все необходимые расчеты и подберут оптимальную комплектацию АГЗУ. Если же у Вас возникли вопросы – служба технической поддержки предоставит необходимую информацию и поможет решить любую проблему. Звоните!

Источник

Термин «ГЗУ»

ГЗУ – это сокращенное название групповой замерной установки. Эта установка используется для раздельного определения дебитов воды, нефти и газа. Вообще, групповые замерные установки делают для фонтанно-компрессорных скважин или глубинно-насосных скважин.

Групповые замерные установки работают в автоматическом режиме и поочередно измеряют дебит всех скважин, подключаемых к ней. ГЗУ также нужны для подключения выкидных линий от скважины со сборным коллекторам, чтобы в дальнейшем можно было организовать транспортировку к сборному пункту всей добытой на месторождении продукции. Измерения осуществляются по программе, которая задается местным устройством. Внеочередное измерение дебита может быть реализовано путем изменения программы на групповой замерной установке.

Групповые замерные установки – это источник информации о состоянии скважины, которая используется для оперативного контроля реализации поставленных задач по отборам. Также данная информация используется для планирования геолого-технических мероприятий, проведения систематического контроля режима разработки месторождения с нефтью. Вся собранная информация передается в пункт управления через телемеханические каналы.

Групповые замерные установки состоят из двух блоков – блока автоматики и технологического блока, которые являются абсолютно самостоятельными. Групповые замерные установки, помимо устройств, которые замеряют дебит скважины, оснащены средствами для защиты при возникновении аварийных ситуаций, устройствами для переключения скважин и другим оборудованием.

Групповые замерные установки, как правило, сразу же обслуживают до восьми скважин. Иногда существуют и такие установки, которые могут обслуживать и большее количество скважин.

Компании, в новостях которых есть ГЗУ: Удмуртнефть, Ульяновскнефть

Источник