Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 [ 70 ]

ковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-1 («Норд»), а газа - через турбинный счетчик газа типа АГАТ-3. Для непрерывного контроля и фиксирования объемного содержания воды в. нефти ее пропускают через влагомер типа УВН-2МС, принцип действия которого основан на измерении емкости конденсатора в водонефтяной смеси. Установка снабжена также дозирующим насосом подачи реагента НД-0,5Р10. В случае повышения или понижения давления в общем коллекторе (парафиновая пробка, порыв трубы), а также по команде с диспетчерского 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 автоматически в тарированной емкости, а газа - диафрагменным измерителем. Последняя установка отличается тем, что в ней отсутствует сепарациониый узел и переключающее устройство. Продукция каждой скважины поступает к вибрационно-массо-вому расходомеру типа ВМР-1. Принцип действия BMP основан на измерении времени затухания свободных колебаний защемленной 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 методе объем определяют по высоте уровня нефти и подтоварной воды в негерметизированных товарных резервуарах с использованием мерной ленты и калибровочной таблицы резервуара. Для определения толщины слоя подтоварной воды к ленте прикрепляют водочувствительную ленту (например, на основе конторского клея, по;1;крашенного чернилами). Объемные единицы по плотности пересчитывают в массовые. Плотность нефти в резервуаре 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 пробоотборник и отбирают среднюю пробу, по которой в лаборатории 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 повторную подготовку используется блочная автоматизированная установка сдачи товарной нефти «Рубин-2М». Сигналы турбинного объемного расходомера и аналогового интегратора, обрабатывающего сигналы измерителей плотности, влагосодержания и солесодержания, автоматически пересчитываются в показатели массы брутто и чистой нефти. Установки монтируются на УПН или на ЦСП, к которому подключается несколько УПН. Разработана более совершенная блочная установка учета количества товарной нефти БКУ ТН.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте теидеиции в развитии систем сбора и подготовки продукции скважии.

2. Чем обусловлена необходимость осуществления многоступенчатой сепарации нефти?

3. Объясните методы обезвоживания и обессоливания нефтн,

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

список ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра. - 1988.

2. ЖелтОв Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра. - 1986.

3. Лутошкин Г. С. Дунюшкин И, И. Сборник задач но сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: Учеб. пособие для вузои. - М.: Недра.- 1985.

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

5. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебн. пособие для вузов/Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин, В. М. Зайцев-М.: Недра.-1985.

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

7. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е. И. Бу-халенко. - М.: Недра. - 1983.

8. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации 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 эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработкиДП. К. Гимату-динов, 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 нефтеотдачи пластов.- М.: Недра.- 1985.

11. 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 вузов. - М.: Недра. - 1983.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Глава 1. Производственный процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений..........3

§ 1.1. Общая характеристика параметров месторождения, определяющих

процессы добычи иефти................. . 3

§ 1.2. Режимы работы залежей................ 7

§ 1.3. Нефтеотдача пластов................. 14

§ 1.4. Структурная схема производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений................. 16

§ 1.5. Системы разработки месторождений и залежей....... 19

§ 1.6. Стадии разработки месторождений............ 29

§ 1.7. Общие принципы проектирования разработки........ 34

Глава 2. Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений.............37

§ 2.1. Подготовка исходных данных для технологических расчетов . 37 § 2.2. Моделирование процессов разработки месторождений . ... 41 § 2.3. Расчеты технологических показателей разработай залежей при естественных режимах истощения............... 52

§ 2.4. Расчеты технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой.................. . 60

§ 2.5. Принципы разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, подошвенной и краевой водой.............. 91

§ 2.6. Особенности разработки залежей неньютоновских нефтей ... 97 § 2.7. Особенности разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами..................... 103

§ 2.8. Экономическая оценка разработки и выбор рационального варианта НО

Глава 3. Технология и техника воздействия на нефтяные залежи и новышеине нефтеотдачи...........115

§ 3.1. Общая характеристика методов......,...... 115

§ 3.2. Технология и техника поддержания пластового давления заводнением ........................ ... 119

§ 3.3. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи при заводнении ............................ 128

§ 3.4. Газовые методы поддержания пластового давления и повышения

нефтеотдачи....................... 132

§ 3.5. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи..... 135

§ 3.6. Тепловые методы повышения нефтеотдачи......... 139

Глава 4. Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений...........148

§ 4.1. Задачи и методы анализа, контроля и регулирования процесса

разработки месторождений..................148

§ 4.2. Общая характеристика экспресс-методов прогнозирования разработки месторождений по фактическим данным..........156

Глава 5. Вскрытие нефтяных пластов, освоение, исследование

и повышение продуктивностн скважвн........165

§ 5.1. Вскрытие нефтяных пластов..............165

§ 5.2. Освоение добывающих и нагнетательных скважин......171

§ 5.3. Задачи, виды и методы, технология и техника исследования скважин и пластов......................173

§ 5.4. Гидродинамические исследования скважин при установившихся

режимах..................... 180

§ 5.5. Гидродинамические исследования скважин и пластов при неустановившихся режимах....................183

§ 5.6. Установление параметров, определяющих продуктивность нефтяных скважин, и методы ее повышения...... ........187

§ 5.7. Гидравлический разрыв пласта.............193

§ 5.8. Тепловая обработка призабойной зОНы..........198

§ 5.9. Солянокислотная, термохимическая и термокислотная обработки 200 § 5.10. Другие методы воздействия иа призабойную -зону.....207

Глава е. Основы теории газожидкостиого подъемника . .212

§ 6.1. Баланс энергии в добывающей скважине..........212

§ 6.2. Характеристика газожидкостиого подъемника и его экспериментальное изучение...................: 213

§ 6.3. Уравнение движения газожндкостной смеси в элементарном газо-жидкостиом подъемнике и анализ его составляющих . . 219

§ 6.4. Расчет распределения давления газожндкостной смеси по длине подъемных труб . ....................226

Глава 7. Фонтанная эксплуатация скважии.......230

§ 7.1. Типы фонтанных скважии, виды и условия фоитаиироваиия , . 230

§ 7.2. Оборудование фонтанных скважии.....,.....236

§ 7.3. Особенности исследования и установление режима работы фонтанных скважии.....................240

§ 7.4. Технологический расчет фонтанного подъемника для конечных и начальных условий фонтанирования по методике А. П. Крылова . . , 242 § 7.5. Технологический расчет фонтанного подъемника с использованием кривых распределения давления вдоль лифта......... • 246

Глава 8. Газлифтная эксплуатация скважии......249

§ 8.1. Сущность, разновидности и область применения газлифтного способа эксплуатации.........:...........249

§ 8.2. Конструкции и системы газлифтных подъемников......251

§ 8.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию........253

§ 8.4. Методы снижения пускового давления. Определение мест установки пусковых отверстий.................256

§ 8.5. Газлифтные клапаны, их расчеты и тарировка.......259

§ 8.6. Расчет размещения пусковых газлифтных клапанов аналитическим методом......................263

§ 8.7. Технологический расчет газлифтного подъемника при условиях ограниченного и неограниченного отборов по методике А. П. Крылова . 265 § 8.8. Технологический расчет газлифтного подъемника с использованием

кривых распределения давления вдоль лифта.......... 269

§ 8.9. Использование кривых распределения давления для расчета рабочего и пусковых газлифтных клапанов............272

§ 8.10. Оборудование газлифтных скважии. Системы газоснабжения и

газораспределения..................: : 278

§ 8.11. Исследование газлифтных скважин...........280

§ 8.12. Внутрискважинный газлифт . :............282

§ 8.13. Периодическая газлифтная эксплуатация.........285

Глава 9. Насосная эксплуатация скважин.......290

§ 9.1. Схема и принцип работы штанговой насосной установки. Оборудование насосных скважии.................290

§ 9.2. Подача штанговой насосной установки и факторы, влияющие иа нее 299 § 9.3. Нагрузки, действующие на насосные штаиги, и их расчет. Действительная длина хода плунжера. Расчет колониы насосных штанг. Уравновешивание станков-качалок................304

§ 9.4. Особенности исследования насосных скважин и динамометрирование штанговых насосных установок.............315

§ 9.5. Эксплуатация скважин, оборудованных штанговыми насосными

установками, в осложненных условиях............. 320

§ 9.6. Проектирование эксплуатации скважин штанговыми насосными установками....................... 332

§ 9.7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин штанговыми

насосными установками..................338

§ 9.8. Эксплуатация скважин погружными центробежными и винтовыми

электронасосами.....................342

§ 9.9. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосами.....355

§ 9.10. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной....................: 359

Глава 10. Борьба с осложнениями при эксплуатации скважии. Подземный ремонт скважин..........365

§ 10.1. Виды осложнений и вызываемые ими последствия. Ремонтные

работы..........................365

§ 10.2. Борьба с обводнением скважин.............368

§ 10.3. Борьба с образованием песчаных пробок в скважинах .... 376

§ 10.4. Борьба с отложением парафинов и асфальтенов......380

§ 10.5. Отложения солей и борьба с ними...........381

§ 10.6. Другие виды подземного ремонта скважин........383

§ 10.7. Техника ремонта. Автоматизация и механизация спуско-подъем-ных операций........................386

Глава 11. Сбор и подготовка добываемой иефти иа промысле ....................393

§ 11.1. Назначение и общая характеристика сбора и подготовки нефти 393

§ 11.2. Классификация систем нефтегазосбора, их характеристика . . 395

§ 11.3. Сепарация и стабилизация иефти............403

§ 11.4. Деэмульсация и обессоливание иефти, подготовка сточной воды 413

§ 11.5, Внутрипромысловый транспорт и хранение иефти......418

§ 11,6. Измерение продукции скважин и товарной нефти. Установление

ее качества......................421

Список литературы....................424