Приборы для исследования нефтяных скважин

Схема сбора и транспорта скважинной продукции

Схема оборудования нагнетательной скважины

Нагнетательная скважина является эксплуатационной скважиной. Они утверждаются в технологической схеме разработки месторождения и служат для нагнетания в пласт агента воздействия с целью поддержания пластового давления в залежи.

Для оборудования устья нагнетательных скважин применяют арматуру типа АНК1-65*21 и АНК1-65*35.В качестве запорного устройства в арматуре на стволе и боковых отводах используют задвижку с однопластинчатым шибером 3МС1 с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки ЛЗ-162. Арматура снабжена обратным клапаном для предотвращения перетока жидкости из скважины при временном прекращении или аварии водовода. В трубной головке предусмотрена подвеска одного ряда насосно-компрессорных труб на резьбе переводника.

Арматура имеет быстро сборные соединения для удобства подключения агрегатов при ремонтных и профилактических работах.

Нефть из скважин поступает на поверхность вместе с газом и водой. Для сбора жидкости и их транспортировки, отделения друг от друга, замера добываемой жидкости на нефтяных промыслах строятся системы сбора нефти, газа и других сооружения, которые позволяют:

1) осуществлять сбор добываемой жидкости со скважин;

2) производить её замер, т.е. определять производительность скважины в сутки;

3) отделять нефть от газа;

4) отделять воду, соли и механические примеси от нефти и газа;

5) транспортировать нефть от скважин до промысловых товарных парков, а газов до пункта потребления;

6) учитывать (замерять) подготовленную до товарных кондиций нефть и сдавать её управлению магистральных проводов НПЗ.

К началу 60-х г.г. по проектам начали переходить на напорную, закрытую систему сбора и транспортировки нефти и газа. Нефть идёт на ГЗУ (групповая замерная установка), где осуществляются замеры, и происходит отделение газа от нефти (1 ступень), далее под давлением идёт в сборный нефтепровод или на ДНС.

На ДНС нефть поступает через 2-ую ступень сепарации и затем насосами откачивается в товарный парк. Газ 3-ей ступени сепарации поступает на центральный сборный пункт.

Затем на газоперерабатывающий завод или на пункты его утилизации. Главное в современных схемах сбора, транспорта и подготовки нефти предусматривается максимальное снижение потерь лёгких фракций нефти, недопущение контакта нефти с атмосферой, наиболее полное отделение нефти от газа и от воды, снижение до необходимых пределов содержания солей в нефти и механических примесей.

Наиболее совершенные напорные системы с многоступенчатой сепарацией газа на промысловых сборных пунктах, продукция скважин (нефть, вода и газ) при этой схеме под действием давления на устье скважины от 5-15 атмосфер через ГЗУ направляется на сборный коллектор и далее на ДНС или непосредственно в товарный парк.

На ДНС или в товарном парке газ 1-ой ступени сепарации направляется в газопровод и под собственным давлением транспортируется до газоперерабатывающего завода или до пунктов потребления.

Газ 2–ой или последующей ступени сепарации также направляется на ГПЗ или к потребителю.

Виды транспорта нефти:

1.Магистральные нефтепроводы - это наиболее экономно.

2.Железнодорожный транспорт.

3.Водный транспорт.

4.Автомобильный транспорт[7, С.37].

Исследование в скважинах осуществляется как при установившемся режиме, так и при не установившемся режиме работы скважин. При переводе скважин от одного режима к другому (смена числа качаний, длины хода полированного штока, смена насоса) дебиты нефти при разных режимах замеряют на ГЗУ, а дебиты газа с помощью газовых счётчиков. Замер пластового забойного давления требуется осуществлять постоянно, но это затруднительно, так как манометры невозможно пускать через НКТ к забою, т.к. в них находятся штанги, поэтому эти замеры делают выборочно по площади залежи в отдельных скважинах и при ремонте скважин. Иногда скважину специально останавливают и осуществляют в ней отбор забойных проб или измеряют температуру на забое, а также пластовое и забойное давление. В последнее время гидродинамические исследования в скважинах проводят с помощью малогабаритного манометра, спускаемого по межтрубному пространству (между эксплуатационной колонной и НКТ) через отверстие в планшайбе, без остановки скважин. Но особенно в наклонных скважинах это не безопасно. Динамический уровень нужно знать, чтобы определять добывные возможности скважины. Это нужно знать, чтобы всё оставить без изменения или изменить параметры установки на большие или меньшие в зависимости от динамического уровня.

Замер динамического уровня осуществляется с помощью эхолота и основан на принципе измерения скорости распространения в звуковой среде.

Для определения скорости звука на НКТ на определённой глубине устанавливается репер, т.е. отражатель в виде патрубка с таким диаметром, чтобы перекрыть межтрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной на 50-60 %.

Для определения пластового давления обычно используют всевозможные установки скважин связанные с подъёмом на поверхность насосного оборудования. Забойное или пластовое давление замеряется с помощью манометров, спускаемых в скважину на проволоке, замер дебитов определяется на ГЗУ. Замерная обводнённость осуществляется с помощью отбора нефти на устье скважины. Все эти замеры осуществляются специальными бригадами по исследованию скважин или операторами по добыче нефти.

Дата добавления: 2017-01-14