Вопрос 1.16: 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;

Тема 2. Измерение количества нефти, газа и воды по скважинам.

Вопрос 2.1: 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.

Вопрос 2.3: Старые методы измерения продукции скважин.

Рис. 7 Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотечной системы сбора.

1- заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 2 - водомерное стекло; 3 - регулятор давления; 4 - трап (сепаратор); 5 - предохранительный клапан; 6 - регулятор уровня поплавкового типа; 1 - мерник; 8 - задвижки для отключения и подключения в работу мерника при измерении дебита скважины; 9 - пьедестал для мерника; 10 - выкидная самотечная линия.

При самотечной системе сбора нефти как с индивидуальным, так и с групповым сепарационнозамерным оборудованием продукцию скважин измеряют объемным способом операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже - при помощи водомерного стекла, установленного на мернике.

Ha групповых сепарационно-замерных установках количество газа измеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора.

Количество нефти и воды по скважинам замеряют периодически - от одного раза в сутки до одного раза в три - пять дней в зависимости от режима работы.

К существенным недостаткам относятся: необходимость иметь большой штат замерщиц и периодическое измерение обводненности нефти по скважинам, что не дает четкого представления о темпе обводненности скважин и месторождения в целом. Достоинства – высокая точность измерения дебита.