Azotirovanie.ru

Инженерные системы и решения
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор. Из сборного коллектора, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени 4, смонтированные на площадке ДНС. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу подается на ГПЗ, вода с УПСВ 5 подается в систему ППД, а нефть насосами 6 по сборному коллектору направляется на ЦПС, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10—20 км). Пройдя через УКПН жидкость поступает на сепаратор 6. На ЦПС окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода подается в систему ППД, из. Газ подается по сборному газопроводу на ГПЗ. Товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку в парк товарных резервуаров 8. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной насосной станции, а оттуда — в магистральный нефтепровод, из которого она поступает на НПЗ.

Групповая замерная установка (ГЗУ).

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3м3.

Устройство и принцип работы.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунке

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, разделения нефти и воды и дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Принцип работы ДНС.

Газожидкостная смесь от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкость поступает в парк резервуаров, где происходит разделение нефти и воды. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее через узел учёта в нефтепровод. Вода поступает в систему ППД, для подготовки и закачки в пласт.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Установка подготовки нефти.

В газожидкостную смесь, поступающую с ДНС, подаётся деэмульгатор. Далее ГЖС поступает в отстойники объёмом 200 м3, газ поступает на ГПЗ, вода в систему ППД. Далее смесь поступает на подогреватели нефти, затем в ёмкость горячей сепарации объёмом 100 м3, где дополнительно происходит отделение газа. Поступившая в электродегидраторы нефть окончательно обезвоживается, затем в концевом сепараторе окончательно отделяется газ. Нефть поступает в парк товарных резервуаров, каждый резервуар (РВС) объёмом 10000 м3. После РВС товарная нефть через узел учёта подаётся на НПЗ.

Читайте так же:
Программы для сброса счетчиков чернил для принтеров epson

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Тестирование нефтяных скважин, расходомер природного газа

Shengji имеет Около 20 лет История в производстве интеллектуального многофазного расходомера. Shengji может проектировать и производить целевой расходомер в соответствии со сложными условиями месторождения нефти и газа (например, тяжелая нефть, нефть с высоким содержанием газа, Пенный Сырая нефть и тяжелое сливное масло и т. д.). Продукция уже широко используется в отечественных и зарубежных нефтепромыслах.

800-500

1. Точное измерение масла, воды и газа 3-фазный Дозирующее устройство .

2. Дружественным интерфейсом .

3. Простота в эксплуатации .

4. Модульная конструкция с использованием новейших технологий в измерительных системах.

5. Удаленная передача данных, позволяющая осуществлять сбор данных в реальном времени и оцифровку месторождения нефти.

На данный момент наша многофазная технология измерения в основном разделена на пять категорий в соответствии с принципом и условиями месторождения нефти и газа, которые:

Vortex разделения Дозирующее устройство

Дозирующее устройство двойного разделения

Многоподвесное устройство для дозирования устьевого скважины с прямой загрузкой

Устройство для измерения скважин на влажном газе

ALC05 одиночный колодец водопорез анализатор

Здесь представлен наш двойной сепаратор взвешивания измерительное устройство коротко:

Multiphase flow meters.jpg

Дозирующее устройство двойного разделения

Структура Рисунок:

Structure Drawing.png

A. B. М Etering сепаратор 2,3. D Дифференциал датчик давления

4. На входе Пневматический трехходовой клапан 5. Выход Пневматический трехходовой клапан

6. Взрывозащищенный блок управления 7. датчик давления

8. Температурный датчик 9.10.Needle Тип манометры

11 . На входе 12 . Выход

Принцип работы:

1.png

Нефтяной газовый резервуар уровень жидкости динамический

(Примечание: Черные подставки для жидкости, желтые для газа, серые для смеси нефти и газа )

В то время как импортный трехходовой клапан открылся для левого сепаратора, экспорт трехходового клапана открылся для правого сепаратора. Затем уровень жидкости левого сепаратора начал увеличиваться. Когда он достигнет установочного положения, будет измерен & Delta; P.

M-масса жидкой колонны в сепараторе, g-ускорение гравитации, S-секционная площадь сепаратора. Масса жидкой колонны в сепараторе может быть вычислена по этой формуле, а также получить поток скважины от изменения массы жидкой колонны. Система управления контролирует альтернативное измерение левого и правого сепаратора, таким образом, осуществляет непрерывное измерение скважин. После измерения, интеллектуальная система управления может рассчитать Запуск масла в установленное время для преобразования в ежедневное производство нефти.

Двойной бак операции, Когда Жидкость течет в одном резервуаре, давление воздуха толкает жидкость в другом резервуаре. Система имеет герметичный канал доступа. Таким образом, при герметичном состоянии, уменьшение количества жидкости, накопленного двойным баком, является увеличением газа герметичной системы. В соответствии с изменением площади секционного резервуара и уровня жидкости, Газовый поток под давлением тока и температурой может рассчитать. Поток газа при стандере может быть преобразован по газовому уравнению .

Особенности:

1. Альтернативный работы d Ouble танки , Для достижения S Непрерывные измерения.

2 . Он принимает Интегрированный дизайн, компактная структура И Салазках структура , Таким образом, Может использоваться для мобильного или стационарного оборудования.

3. Он может быть применен для измерения пены сырой нефти и некоторых тяжелых нефтяных скважин.

4. весь процесс измерения автоматически контролируется компьютером.

5. Измерительное устройство может быть оснащено RTU и другим оборудованием , Для реализации дистанционной передачи данных и удаленного мониторинга.

Технические параметры:

Technical Parameter.png

Для этого типа многофазного расходомера, теперь он в основном обслуживается в Венесуэле следующим образом.

Multiphase Flowmeter.jpg

Multiphase Flow Meter a.jpg

В 1964 году наша фабрика создана;

В 2002 году, наша многофазная лаборатория расходомера введена в эксплуатацию;

В 2007 году наша компания занимается ремонтом;

До сих пор наши многофазные расходомеры широко используются в стране и за рубежом, таких как Венесуэла, Колумбия и т. д.

.jpg

.jpg

Нефтепромысловые скважины, расходомер природного газа, нефтепромысловые скважины, расходомер природного газа, расходомер природного газа расходомер для испытания нефтяных скважин расходомер для природного газа Расходомер для природного газа, расходомер для нефтяных скважин, расходомер для природного газа, расходомер для нефтяных скважин, расходомер для природного газа, расходомер для нефтяных скважин тестирование также расходомер природного газа (материк) нефтепромыслового испытания скважин на природном газе потока Измеритель влажности

Измерение расхода многофазного потока при добыче нефти и газа с использованием нового типа измерительной установки на базе кориолисового расходомера.

Последние несколько лет кориолисовые массовые расходомеры получают все более широкое применение для измерения многофазных потоков [1]. В данной статье представлена многофазная система Net Oil & Gas для измерения расходов нефти, воды и газа, которая интегрирует устройства измерения массового расхода кориолисовым расходомером Foxboro и обводненности, а также разработанная на базе данной системы установка МЕРА-МФР для измерения продукции и исследования нефтяных скважин.

Система Net Oil & Gas

Основным требованием при измерении многофазного потока с применением устройств кориолисового принципа является наличие системы управления приводом расходомерной трубки (первичного преобразователя), которая способна надежно функционировать при стабильных колебаниях расходомерной трубки в условиях быстро изменяющихся термобарических параметров состояния газовых и жидкостных смесей [2]. Не менее важным фактором является контроль увеличения погрешности измерения массового расхода и плотности, вызванных появлением свободного газа в жидкости. Как показано в работе [1], такие факторы, как геометрия и положение кориолисовой расходомерной трубки, влияют на характер функций расчета погрешности. При фиксированных геометрии и положении расходомерной трубки наиболее значительными динамическими параметрами являются расход жидкости и объемная доля газа.

Читайте так же:
Эконом монтаж сервис поверка счетчиков

В системе Net Oil & Gas поток проходит последовательно через вертикальный восходящий и нисходящий сегменты трубопровода. Кориолисовый расходомер установлен на нисходящем выходном участке. Сразу после него размещен датчик обводненности. Для измерения давления и температуры применяется многопараметрический датчик. Компьютер Net Oil рассчитывает мгновенный расход трех компонентов потока, а также обеспечивает пользовательский интерфейс и архивирование данных. Данные в режиме реального времени доступны через интерфейс Modbus с циклом обновления 1 с.

На рис. 1 показана функциональная архитектура системы Net Oil & Gas. Рассматриваемая система разработана для получения надежных эксплуатационных характеристик при объемной доле газа в рабочих условиях до 50%, любой обводненности, рабочим диапазоном измерения расхода жидкой фракции 6:1 по отношению к минимальному. Серия испытаний систем с кориолисовыми расходомерами размером 1/2 и 2 дюйма была проведена на многофазном стенде TUV-NEL в Великобритании, 3 дюйма – во ВНИИР (г. Казань). В процессе разработки решения было зарегистрировано более 30 технологических патентов в США.

Рис. 1. Функциональная архитектура системы Net Oil & Gas:
RTU – встроенный контроллер-вычислитель; OIT – дисплей терминала оператора

Результаты испытания системы

В январе 2012 г. на испытательном многофазном стенде ла боратории TUV-NEL (Великобритания) была проведена серия официальных испытаний установки Net Oil & Gas размером 2 дюйма. Целью испытаний было подтверждение соответствия метрологических характеристик требованиям ГОСТ 8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» [3].

Испытательный мультифазный стенд TUV-NEL для поверочных процедур использует раздельные линии жидких фаз (воды и нефти) и газа (азот). Каждая фаза измеряется отдельно, после чего они смешиваются и поступают на испытываемое устройство. Для каждого теста устанавливались стабильные расходы нефти, воды и газа. Результаты, полученные с помощью каждого образцового расходомера, сравнивались с показаниями системы Net Oil & Gas за период измерения продолжительностью 300 с. Рабочее давление составило 0,4 МПа, температура равнялась 40 °C.

Результаты испытаний приведены на рис. 2. Погрешность измерения расхода жидкости равномерна во всем диапазоне обводненности, 97% точек попадают в зону требований ГОСТ. Погрешность определения расхода газа в основном соответ ствует требованиям ГОСТ (93% точек находятся в зоне ±5,0 %). ГОСТ 8.615-2005 устанавливает допустимую погрешность измерения расхода нефти в зависимости от обводненности. Для обводненности менее 70% допустимая погрешность составляет ±6%, от 70 до 95% – ±15%, более 95% – не нормируется. Из рис. 2, в видно, что результаты всех тестов соответствуют требованиям стандарта.

В апреле 2012 г. в лаборатории TUV NEL были проведены испытания системы Net Oil & Gas размером 1/2 дюйма, а затем испытания системы размером 3 дюйма на многофазном стенде ВНИИР в г. Казань. Полученные результаты были сопоставимы с результатами, полученными при испытании системы Net Oil & Gas размером 2 дюйма.



Рис. 2. Погрешность определения массового расхода жидкости относительно обводненности (а) и объемной доли газа (б) и массового расхода нефти относительно обводненности (в)

Полевые испытания и измерение объема растворенного газа

В 2012 г. в России были проведены полевые испытания систем Net Oil & Gas в соответствии с согласованными программами. Для того, чтобы расходомер обеспечивал возможность расчета объема растворенного газа, в систему была дополнительно включена модель растворенного газа (Invensys SimSCIEscor). При этом количество растворенного газа рассчитывается на основе измеренных давления и температуры.

Для примера на рис. 3 приведены данные полевых испытаний в режиме реального времени: объем растворенного газа измеряется совместно с расходами нефти, воды и свободного газа.

Рис. 3. Данные, полученные при полевых испытаниях системы Net Oil & Gas в России.

Установка МЕРА-МФР на базе системы Net Oil & Gas

Важным этапом практического применения рассмотренного решения стали инженерная проработка, конструирование и стендовое опробование систем Net Oil & Gas в условиях завода-производителя замерных установок. Данная работа была выполнена в тесном сотрудничестве специалистов Invensys Operations Management, Оксфордского университета и Группы ГМС. В результате комплекса конструкторско-технологических работ была создана новая замерная установка МЕРА-МФР. На рис. 4 приведены принципиальная схема конструкции установки и вариант блочного мобильного исполнения.

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема (а) и общий вид (б) мобильной установки МЕРА-МФР

Установка МЕРА-МФР представляет собой автоматический передвижной замерной комплекс, предназначенный для измерения мгновенных массовых расходов нефти, воды и объемного расхода нефтяного газа по скважинам без применения традиционного сепаратора. Установка непрерывно регистрирует и накапливает базу данных компонентного состава дебита продукции, может передавать эту информацию на диспетчерский пункт любого уровня. В ходе заводских испытаний новой установки все контрольные точки соответствовали диапазону погрешности по ГОСТ 8,615-2005. Средняя относительная погрешность определения массового расхода жидкости составила –0,90%, объемного расхода газа равнялась –0,11%.

Разработчики и производитель рекомендуют применение новой установки в качестве средства замера продукции одиночных скважин. Созданная установка позволяет непрерывно осуществлять мониторинг фазовой структуры дебита скважин (нефть, свободный и растворенный газ, вода), что дает возможность эксплуатировать ее при комплексном исследовании скважин.

Сокращения наименований в нефтяной промышленности

АБР — аэрированный буровой раствор.

Читайте так же:
Как сделать трубку счетчика гейгера

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

Читайте так же:
Счетчик монет ремонт своими руками

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Система измерения объемов газа (выделившегося и остаточного), нефти и подготовленности эмульсии к отстою на АГЗУ (для низкодебитных скважин)

Необходимость разработки автоматизированных установок для измерения количества газа нефти и воды непосредственно на скважинах в последнее время стала достаточно актуальной для добывающих нефтяных компаний.

Принятые правительством нормативные документы по исчислению налоговых баз по объему добытых полезных ископаемых требует от нефтяных компаний обязательного замера количества газа и нефти, идущих непосредственно со скважин.

Поэтому наличие замерных установок для определения объемов добытых полезных ископаемых является условием для функционирования нефтяных компаний в российском правовом поле.

Одновременно остаются нерешенными более ранние проблемы, связанные с оперативным учетом добываемых нефти и газах.

Наличие постоянного дисбаланса по объему добываемых нефти, газа и воды по данным установок комплексной подготовки нефти (УКПН) и цехами добычи нефти и газа (ЦДНГ) не имеет в настоящее время внятных объяснений и соответственно нет и необходимых решений для устранения такого дисбаланса.

Разрешение данной проблемы позволило бы обнаружить дефекты в существующих схемах добычи и подготовки, повысить эффективность и снизить себестоимость добываемых полезных ископаемых.

В основе идеи создания автоматической замерной установки нефти и газа лежит создание замерной емкости значительного объема.

Подача жидкости в замерную емкость со скважин жидкость должна поступать таким образом, чтобы это не меняло режим работы самой скважины, скважина должна при этом работать в стабильным и установившимся режиме, а полученная жидкость для пробы должна быть представительной.

Далее в этой емкости в ограниченном объеме и за короткий интервал времени должны осуществляться все технологические процессы, которые осуществляются при подготовке нефти на первой и второй ступенях, а именно:

  • отделение свободного газа в нормальных условиях и замер его объема;
  • отделение и замер нефтяного слоя при полной сепарации газа;
  • нагрев жидкости до температуры соответствующей технологическому регламенту принятому при подготовки нефти на УКПН;
  • отделение и замер остаточного газа;
  • отделение и замер нефтяного слоя после нагрева.

Таким образом, осуществляя замеры путем повторения технологического регламента подготовки нефти, мы достигаем следующих результатов:

  • Обеспечивает очевидность всех процессов в замерной емкости и при корректных замерах достигает полной достоверности полученных результатов.
  • Объемы выделенного газа и отслоившейся нефти осуществляются путем прямых замеров, что в свою очередь не требует обеспечения каких-либо специфичных условий в работе установки.
  • Обеспечивается возможность газового фактора с учетом остаточного газа, причем замер выделившегося и остаточного газа будет осуществляться отдельно.
  • Измерение толщины нефтяного слоя до и после нагрева позволит судить о степени подготовленности эмульсии к отстою в нормальных условиях и в последующем оптимизировать подачу деэмульгационных реактивов.
  • Повторение технологического регламента УКПН сблизит методы и средства замера количества газа, нефти и воды, осуществляемые на УКПН и предлагаемой установке. В целом это будет способствовать уменьшению дисбаланса по данным УКПН и ЦДНГ, а при их наличии быстро находить и устранять причины их создающие.
  • По результатам полученных замеров в последствии возможна оптимизация всей схемы подготовки с устранением всех неэффективных или малопроизводительных звеньев, подбор оптимальных температур для нагрева жидкости на печах УКПН.

Система представляет собой замерную емкость (высота 15,7 дм, диаметр 3 дм, объем приблизительно 100 дм 3 ), подключенную к трубе, соединяющую ПСМ и выходной коллектор через задвижки К2.1 и К2.3 и задвижки К2.2 для обеспечения потока жидкости через замерную емкость.

На замерной емкости установлены: датчик системы измерения уровня и межфазных границ УМФ300, датчик давления, датчик температуры.

Замерная емкость содержит нагревательный элемент для нагрева содержащейся там жидкости из расчета 1 о С за 1 мин.

Читайте так же:
Расчет одн если у всех установлены счетчики

Для дренажа жидкости из замерного устройства предусмотрен насос для перекачки в выходной коллектор).

Реперные точки L1, L2 позволяют при необходимости дополнительно измерять объем поступающей со скважины нефти за единицу времени по формуле:

где Т2 — момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L2 , Т1 — момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L1.

В начальном состоянии клапана К21 и К23 закрыты, К22 открыт и жидкость со скважины протекает по трубе, соединяющей ПСМ и выходной коллектор.

Испытание функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577 (скважина 1579) Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО «АНК» «Башнефть». Замеры проводились на скважине 1579; непрерывно 5 замеров подряд. Результаты замеров приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1. Сводные результаты замеров

Состояние в
пробоотборнике на
момент взятия пробы
Состояние
пробоотборника после
дренажа жидкости
Состояние
пробоотборника
на момент нагрева
Состояние в замерной
емкости после
дренажа жидкости
Нача- льный взливДавление, КГТемпе- ратура, СВзлив после дренажаГазовая шапка, мНефтяная шапка, мДавление, КГВзлив после нагреваДавление, КГТемпе- ратура, СВзлив после дренажаГазовая шапка, мНефтяная шапка, мДавление, КГ
11,573,44014,801,260,310,390,0001,160,30034,001,070,190,430,050
21,573,41019,501,250,320,360,0801,230,18031,001,120,130,370,020
31,573,28019,701,250,320,420,0601,230,14026,401,150,100,460,020
41,573,31022,001,170,400,320,0301,170,07025,601,120,050,320,010
51,573,32020,001,280,290,400,0501,230,12027,501,150,130,480,010

Таблица 2. Расчетные результаты

В таблице 2 приведены расчетные показатели по проведенным замерам. Результаты эксперимента докладывались на техническом совещании АНК «Башнефть» (Протокол технического совещания от 23.06.06). В ходе совещания было отмечено:

  1. Простота, наглядность и достоверность всех процессов происходящих в замерной емкости и получаемых результатов.
  2. Хорошая повторяемость результатов замеров по содержанию нефти и газа (свободного и остаточного) в добываемой жидкости.
  3. При начальной температуре 20оС отстой происходит с хорошей скоростью и качеством, содержание отстоявшейся нефти после нагрева существенно не меняется, тем самым устанавливается факт высокой степени подготовленности эмульсии к отстою на скважине 8749 АГЗУ 1755.
  4. Количество выделяемого свободного газа зависит от начальной температуры жидкости.
  5. Количество измеренного остаточного газа зависит от разности начальной и конечной температур нагрева
  6. Суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30 о С . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме.
  7. При температуре свыше 30 о С объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций.
  8. Объемная доля нефти в суммарном объеме при различных экспериментах примерно равна

По результатам первого испытания специалистами филиала ОАО «АНК» «Башнефть» «Башнефть-Янаул» совместно со специалистами ООО «НИЦ МИ» разработали новую программу проведения вторых испытаний для получения подтверждения работоспособности измерителя водосодержания и газового фактора для АГЗУ 1577

Программа испытаний была дополнена следующими разделами:

  1. В ходе первых испытаний было установлено, что суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30 оС . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме, при температуре свыше 30 оС объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций. Поэтому для вторых испытаний было принято решение отказаться от раздельного замера выделившегося и остаточного газа, а замерять только суммарный газ.
  2. Дополнить программу испытаний замером дебита скважин и сравнить с данными расходомера ТОР.
  3. Дополнить программу испытаний параллельным отбором проб жидкости со скважин и анализом ее в лаборатории на водосодержание.
  4. Поскольку значение газового фактора при первом испытании на скважине 1579 оказалось значительно ниже предполагаемого, то для установления общей тенденции произвести замеры на всех действующих скважинах АГЗУ 1577
  5. Проводить испытания с нагревом до 25°С и до 35°С с целью сравнения объемов газа и нефти при различных температурах.

Испытания функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577.

Были сделаны замеры на скважинах 8546, 8547, 8548, 8533, 8565, 1914, 136, 6930 Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО АНК «Башнефть».

Сводные результаты замеров по всем скважинам приведены в таблице 3

Таблица 3. Сводная таблица результатов замеров на сважинах АГЗУ 1577

СкважинаТемпература
жидкости, С°
Дебет,
м 3 /сут.
Сумм. объем
газа % жидкости
Сумм. объем
нефти % жидкости
Соотношение объемов
газ/нефть
8546251,6729,5518,751,36
3547,7520,052,18
85452522,220,73,54,78
3526,444,784,72
1914252,4251,2840,761,13
3573,5642,681,66
85332588,2819,113,184,75
3524,23,825,29
136251,7640,7612,742,88
3553,1415,293,28
6930258,2715,921,916,25
3527,163,56,08
85472511,818,475,412,69
3526,449,552,42
856525105,721,342,237,80
3526,483,56,43

По данным результатам в филиале ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» проведено техническое совещание (протокол от 23.11.06).

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector