Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

§ 11.6. ИЗМЕРЕНИЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ТОВАРНОЙ НЕФТИ. УСТАНОВЛЕНИЕ ЕЕ КАЧЕСТВА

Измерение количества добываемых нефти, газа и воды по каж­ дой скважине необходимо для установления режима работы каждой скважины, контроля и регулирования разработки мес­ торождения. Общее количество добываемых нефти, газа и воды по группе скважин или по месторождению обусловливает вы­ бор оборудования для сбора и подготовки, а также режим его работы. Товарную нефть учитывают при ее сдаче потребителю.

Измерение продукции скважин

При самотечной системе сбора количество нефти и воды, посту­ пающих в ИЗУ или ГЗУ, измеряется объемным способом по изменению уровней нефти и воды в трапе или открытом цилинд­ рическом мернике с помощью рейки с делениями и реже водо­ мерного стекла, установленного на мернике. Каждый мерник тарируется (калибруется) и составляется таблица объемов. Де­ лением объема на продолжительность накопления мерника оп­ ределяют дебит. Если образуется стойкая эмульсия, то изме­ ряют общее количество жидкости, отбирают пробы жидкости, и содержание воды в нефти определяют в лаборатории аппара­ том Дина — Старка. Расход газа измеряется при помощи стан­ дартных диафрагм и расходомеров, устанавливаемых на газо­ вой линии после сепаратора.

При современных герметизированных системах сбора при­ меняют блочные автоматизированные групповые замерные уста­ новки «Спутник-A» и «Спутник-Б». Существуют модификации, отличающиеся величиной рабочего давления (1,6; 2,5 и 4 МПа), числом подключаемых скважин (8, 10 и 14 скважин) наиболь­ шим дебитом скважины (1500 и 400 м3/сут). «Спутник-А» — базовая конструкция серии блочных автоматизированных за­ мерных установок. «Спутник-Б» состоит из двух блоков: за- мерно-переключающего (ЗПБ) и местной автоматики (БМА). В БМА происходит автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер, причем с раз­ дельным измерением дебита обводненных и необводненных скважин. Установка работает по задаваемой программе, обес­ печивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продукция всех скважин по выкид­ ным линиям поступает в многоходовый переключатель скважин (ПСМ), который обеспечивает поступление продукции одной из скважин в гидроциклонный сепаратор измерительного устрой­ ства типа «Импульс», а продукции остальных скважин в сбор­ ный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости измеряется при крат­

ковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жид­

прерывного контроля и фиксирования объемного содержания воды в нефти ее пропускают через влагомер типа УВН-2МС, принцип действия которого основан на измерении емкости кон­ денсатора в водонефтяной смеси. Установка снабжена также дозирующим насосом подачи реагента НД-0.5Р10. В случае по­ вышения или понижения давления в общем коллекторе (пара­ финовая пробка, порыв трубы), а также по команде с диспет­ черского пункта осуществляется автоматическая блокировка скважин и установки (остановка).

На ряде месторождений работают установки других типов (АГМ, АГЗУ, АГУ, «Импульс» и др.). В небольшом количестве выпущены также установки «Спутник-В», «Спутник-ВР», «Спут- ник-ВМР». В первых двух расход жидкости измеряется авто­ матически в тарированной емкости, а газа — диафрагменным измерителем. Последняя установка отличается тем, что в ней отсутствует сепарационный узел и переключающее устройство. Продукция каждой скважины поступает к вибрационно-массо­ вому расходомеру типа ВМР-1. Принцип действия BMP осно­ ван на измерении времени затухания свободных колебаний за­ щемленной измерительной трубки с грузом, в которой движется газоводонефтяная смесь, а время затухания пропорционально массовому расходу жидкости. Внедряется модернизированная установка «Спутник-АМ».

Измерение количества и качества товарной нефти

Количество товарной нефти измеряют в массовых единицах, а качество характеризуют содержанием воды и солей. Можно выделить два применяемых метода. При объемно-массовом ме­ тоде объем определяют по высоте уровня нефти и подтоварной воды в негерметизированных товарных резервуарах с исполь­ зованием мерной ленты и калибровочной таблицы резервуара. Для определения толщины слоя подтоварной воды к ленте при­ крепляют водочувствительную ленту (например, на основе кон­ торского клея, подкрашенного чернилами). Объемные единицы по плотности пересчитывают в массовые. Плотность нефти в ре­ зервуаре не является постоянной для всего объема и изменяется в зависимости от температуры и содержания воды в нефти. В резервуаре сверху вниз содержание воды в нефти возрастает, а температура уменьшается. Поэтому в резервуар спускают про­ боотборник и отбирают среднюю пробу, по которой в лаборато­ рии аппаратом Дина — Старка определяют содержание воды, а плотность нефти — нефтеденсиметром с учетом температуры.

Затем вычисляют массу брутто и массу нетто. Используются также уровнемеры типов УДУ или УДО либо массовые датчики.

В настоящее время для поточного измерения количества и определения качества (по содержанию воды и солей) товарной нефти, автоматического возврата некондиционной нефти на по­ вторную подготовку используется блочная автоматизированная установка сдачи товарной нефти «Рубин-2М». Сигналы турбин­ ного объемного расходомера и аналогового интегратора, обра­ батывающего сигналы измерителей плотности, влагосодержания и солесодержания, автоматически пересчитываются в показа­ тели массы брутто и чистой нефти. Установки монтируются на УПН или на ЦСП, к которому подключается несколько УПН. Разработана более совершенная блочная установка учета ко­ личества товарной нефти БКУ ТН.

Контрольные вопросы

1.Охарактеризуйте тенденции в развитии систем сбора и подготовки продукции скважин.

2.Чем обусловлена необходимость осуществления многоступенчатой се­ парации нефти?

3.Объясните методы обезвоживания и обессоливания нефти.

4.Расскажите о современных методах измерения продукции скважин и товарной нефти.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Акулыиин А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторожде­ ний.— М.: Недра.— 1988.

2.Желтое Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для ву­

зов. — М.: Недра. — 1986.

3. Лутошкин Г. С, Дунюшкин И. И. Сборник задач по сбору и подго­ товке нефти, газа и воды на промыслах: Учеб, пособие для вузов. — М.: Недра. — 1985.

4. Савенков Г. Д., Бойко В. С. Расчет процессов интенсификации при­ тока, освоения и эксплуатации скважин. — Львов: Вища школа.— 1986.

5. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебн. по­ собие для вузов/Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин, В. М. Зай­ цев — М.: Недра. — 1985.

6.Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов/И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон, Г. И. Богомольный.— М.: Недра. — 1984.

7.Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е. И. Бухаленко. — М.: Недра. — 1983.

8.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуата­ ции нефтяных месторождений. Добыча нефти/Р. С. Андриасов, И. Т. Ми­ щенко, А. И. Петров и др. Под общей ред. Ш. К. Гиматудинова. — М.: Недра. — 1983.

9.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуа­ тации нефтяных месторождений. Проектирование разработки/Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг и др. Под общ. ред. Ш. К. Гима­ тудинова. — М.: Недра. — 1983.

10.Сургучев Л. М. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеот­ дачи пластов. — М.: Недра. — 1985.

И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов/А. X. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. М. Хасаев, В. И. Гусев. Под ред. проф.

А.X. Мирзаджанзаде. — М.: Недра.— 1986.

12.Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для ву­ зов. — М.: Недра. — 1983.

§ 2.8. Экономическая оценка разработки и выбор рационального варианта ПО

Глава 3. Технология и техника воздействия на нефтяные за­

§ 9.2. Подача штанговой насосной установки и факторы, влияющие на нее 299 § 9.3. Нагрузки, действующие на насосные штанги, и их расчет. Дейст­