Схема получения товарной нефти при разработке залежи на естественном режиме, при поддержании пластового давления. Автоматизированные групповые замерные установки, схемы, принцип действия, достоинства и недостатки. Приборы для измерения продукции скважин.
Аннотация к работе
промысловое обустройство нефтяных месторождений. измерение продукции скважинВ процессе разработки нефтяного и газового месторождения, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему нефтяной и газовой залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи. Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды.Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. забойное давление достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье скважины и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Противодавление на устье скважины ру определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования режима ее работы. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти или при забойном давлении, значительно превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны насосно-компрессорных (НКТ) для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на оптимальном режиме: Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ p1 берется равным давлению насыщения рнас. Плотность жидкости в ?к определяется по прогнозу обводнения (Вк) скважин в конце фонтанирования: где - плотность нефти; - плотность воды; qk - дебит скважины в конце фонтанирования; py - давление на устье скважины.Приборы, предназначенные для измерений расходов жидкости и газа в промышленности (расходомеры), разнообразны как по методам измерения, так и по конструктивному оформлению. Расходомеры, наиболее распространенные в нефтяной промышленности, по методу измерения можно разделить на следующие классы: К первому классу относятся расходомеры: 1. переменного перепада давлений; Ко второй группе относятся устройства, в которых в потоке создаются промежуточные измерительные параметры, по изменению которых можно судить о величине скорости, а следовательно, и объемного расхода. К этой группе расходомеров относятся индукционные, ультразвуковые, некоторые тепловые, а также расходомеры, создающие метки в потоке. В настоящее время определилось несколько направлений разработки таких устройств, основными среди которых являются: а) определение скорости потока по фазовому сдвигу ультразвуковых колебаний;Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита подключенных скважин, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется измеренный дебит скважин, и скважины переключаются на замер. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин 3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.Показатель Спутник АМ Спутник Б К примеру, рассмотрим принципиальную схему установки "Спутник АМ40-8-400 КМ" (рис.4). При помощи ПСМ продукция одной скважины направляется через шаровой кран 1 в сепарационную емкость 2 или в счетчик жидкости СКЖ 3, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Накопившаяся жидкость через счетчик ТОР1-50 4 направляется в общий трубопровод.
План
Содержание
Введение
1. Принципиальная схема получения товарной нефти при разработке залежи на естественном режиме и при поддержании пластового давления
2. Современные приборы для измерения продукции нефтяных скважин
3. Автоматизированные групповые замерные установки, схемы, принцип действия, достоинства и недостатки