Вопрос 8. Система сбора высоковязкой и парафинистой нефти.

Высокопарафинистые (6-25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре (20 30 °С) теряют свою подвижность. Это затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, требует применения мощных поршневых насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования их подогревают или вводят реагенты, понижающие вязкость. Блочные автоматизированные печи подогрева нефти устанавливают на выкидных линиях, на сборных коллекторах и на магистральных трубопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечивают нагрев до 70°С,при рабочем давлении до 1,6-16 МПа. Подогреватели типов ПП и ПТ можно использовать при деэмульсации нефти, а также для подогрева газа и воды при газлифтной эксплуатации и поддержании пластового давления.

Вопрос 9: Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и воды.

Преимущества:1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3 % в негерметизированных системах;

2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;

3. Снижение металлоемкости системы;

4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;

5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти;

6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.

Недостатки:

1. Невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам;

2. Увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации;

3. Более тяжелые условия работы насосов по подъему и транспорту нефти;

4. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью;

Вопрос 10: Значение измерения продукции скважин.

Измерения продукции отдельных необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммарного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется:

1. их дебитами по нефти, газу и воде;

2. равномерностью подачи;

3. темпом обводненности нефти;

4. увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.

Наиболее простыми и вместе с тем точными способами измерения расхода, нефти и воды являются объемный и массовый способы.

Объемный способ дает удовлетворительные результаты, когда жидкость находится в однофазном состоянии. Массовый способ более точный и используется при добыче нефтегазовых смесей.