Необходимость подготовки нефти и газа к транспорту. Особенность системы сбора скважинной продукции. Основные способы обезвоживания и обессоливания. Групповые измерительные установки для измерения дебита скважин. Приборы для обмеривания расхода жидкостей.
Аннотация к работе
Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) открыто в 1991 году и в 1997 году передано в ведение совместного предприятия ТОО «Жаикмунай». Геологические запасы нефти турнейского продуктивного горизонта принятые на баланс по категории С1 С2 составили 36259 тыс.т, извлекаемые - 14503 тыс.т. Анализ выполненных на месторождении геологоразведочных и промысловых работ показал, что 22% геологических запасов оценены по категории С1, a остальные 78% - по категории С2. Выполнение соответствующего комплекса исследовательских работ в этих скважинах позволит более достоверно оценить геологические запасы нефти, но не обеспечит получение необходимой информации для обоснования КИН и составления технологической схемы разработки месторождения.Месторождение занимает выгодное географическое положение, располагаясь в регионе с развитой добычей нефти и газа . На Чинаревском месторождении, выявленном еще советскими геологами, было пробурено до проектной глубины 3 скважины, из которых две оказались продуктивные (скважина №4, №10). С целью изучения развития коллекторов в периферийной части турнейской залежи, характера экранирования залежи и роли в нем литологического замещения в 2001 году скважина 13 была углублена бурением наклонно-направленного ствола с глубины 4301 м с отклонением от вертикали на уровне турнейского горизонта на 500 м по магнитному азимуту 2900. Физико-химические свойства дегазированных нефтей , отобранные на разных режимах , по скважине 10 близки между собой и остаются практически неизменными с начала пробной эксплуатации залежи .Дегазированная нефть скважины 13 по физико-химическим свойствам мало отличается от свойств нефти скважины 10. Все трубопроводы, транспортирующие как однофазные (нефть, газ или вода), так и двухфазные (нефть газ) или многофазные (нефть газ вода) жидкости, проверяются на пропускную способность, т.е. на гидравлические сопротивления с учетом или без учета перепада температур, a также на механическую прочность.С ДНС нефть транспортируется насосом на блок подготовки нефти, a газ под собственным давлением по газопроводу на блок подготовки газа и на газоперерабатывающий завод. Нефтегазовые сепараторы предназначены для разделения продукции скважин на жидкую и газовые фазы и служат для: 1)получения нефтяного газа, выделившегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору, используемого как химическое сырье или как топливо; 2) уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений в трубопроводах, a также возможности образования нефтяных эмульсии; 3) разложения и отделения от нефти образовавшейся пены; 4) предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе эмульсий; 5) уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам от сепараторов первой ступени до установки подготовки газа. Секция сбора нефти (внизу сепаратора) предназначена как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. После установки подготовки нефти (УПН) на последнюю ступень сепарации нефть, как правило, поступает с высокой температурой (40-600С), в выделяющихся из нее газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, которые при нормальных условиях являются жидкостями. Основное отличие заключается в том, что сепараторы по нефти проектируются для пропуска больших количеств вязкой жидкости (нефти, эмульсии) и сравнительно небольших количеств газа, в то время, сепараторы для природного газа проектируются для пропуска больших количеств газа и небольшого количества маловязкой жидкости (воды, углеводородного конденсата).После сепарации продукции скважины жидкость из сепаратора тем или иным способом в зависимости от принятой схемы измерения пропускается через счетчик СЖ, влагомер W, клапан КЗ и поступает в выходной коллектор ВК. Все результаты измерений - объем (масса) жидкости, объем газа, давление, температура, содержание воды, время измерения и другие параметры поступают в виде стандартных сигналов на вход УОИ. Процесс УОИ обрабатывает поступившие сигналы по принятым алгоритмам, формирует и выдает сигналы в устройства регистрации и передачи в систему телемеханики данных: номер скважины, даты, дебит по жидкости, нефти, газу (газовый фактор) и содержании воды. Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, a также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник Существует следующий прядок учета нефти при приемосдаточных операциях: измерение температуры нефти сразу же после откачки ее из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к температуре 200С; определение содержания воды в отобранной средней пробе в процентах массы.