Повседневное, целенаправленное проведение исследований работы нефтяных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку месторождений.
Дебиты жидкости замеряют на ГЗУ, а газа – с помощью газовых расходомеров. Пласто-вое и забойное давление измеряют с помощью глубинных манометров. На промыслах приме-няют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-пор-шневые, дифференциальные.
Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров. Глубинно-насосные скважи-ны, оборудованные ЭЦН, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров.
Для определения профиля притока в добывающих скважинах применяют глубинные де-битомеры. Прибор спускается в работающие скважины и регистрирует распределение вели-чин дебита по разрезу пласта. Общая величина дебита измеряется на ГЗУ.
Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, спускае-мыми в скважину на электрическом кабеле.
Глубинные отборы проб продукции проводятся с помощью глубинных пробоотборни-ков.
Спуск глубинных измерительных приборов через НКТ в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется с помощью специального герметизирующего сальникового устройства – лубрикатора.
За изменением динамического уровня в скважинах, оборудованных ШГН, наблюдают с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распро-странения звуковой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в мужтрубном пространстве.
СИАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯМИ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН.
Станции управления предназначены для управления работой и защиты электро-двигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Стан-ции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевоз-можными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и уста-новка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устана-вливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках.
НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ.
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными.
В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Наряду с двухфазными сепараторами органи-зовано производство и трехфазных сепараторов, которые помимо отделения газа от нефти служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве техноло-гического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).
В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС, применяются сепарацион-ные установки с насосной откачкой или ДНС.
Наибольшее применение нашли сепарационные установки с насосной откачкой типа БН.
Сепараторы типа НГС (рис. 41) широко применяются при обустройстве нефтяных ме-сторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на пер-вой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.
Рис. 41. Нефтегазовый сепаратор типа НГС: 1-горизонтальная емкость; 2-входной патрубок; 3-распределите-льное устройство; 4, 5-дефлекторы; 6-вертикальный каплеотбойник; 7-патрубок для выхода нефти; 8-горизон-тальный каплеотбойник; 9-диск; 10-патрубок для выхода нефти.
В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС пропускной спосо-бностью по жидкости 2000— 30000 т/сут.
Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6сетчатые отбойники. Кроме того, ап-парат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматическо-го регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое на-правление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделивши-йся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффек-тивность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис. не показаны) поступает в газосборную сеть.
Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности во-ронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти уста-навливается диск 9.
Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а сред-ства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обе-спечивать:
1) автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;
2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепа-ратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.
3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.