Технологические методы сбора нефти с морских месторождений.

Приняты две технологические схемы сбора нефти и газа с морских месторождений: эстакадная и индивидуальная. Обе они представляют собой модификации системы Бароняна-Везирова, разработанные специально для морских месторождений.

При эстакадной схеме сбора от каждой нефтяной скважины, находящейся на приэстакадной площадке, продукция по выкидным линиям, проложенным по эстакаде, поступает на групповые установки1, где проводится сепарация нефти от газа и измерение количества нефти и газа. Отсепарированный газ поступает на газо-сборный пункт и далее на центральный газо-сборный пункт. Нефть с водой направляется в нефтепровод, проложенный вдоль эстакады и затем к сепаратору второй ступени 2, размещённые на приэстакадной площадке. Газ выделившийся поступает на газо-сборные пункты и далее к потребителю. Нефть проходит через динамические и вертикальные отстойники, в которых отделяются вода и песок, и поступает в сборные резервуары. Из них нефть танкерами или по трубопроводу направляется на сушу. Воду из отстойников и резервуаров сбрасывают в море, предварительно пропустив через песколовку и нефтеловушку, или закачивают в пласт, если месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Такая система сбора обычно применяется на разведанных месторождениях, где точно определено направление строительства эстакад, местоположение площадок для скважин и их число.

Индивидуальная система сбора отличается от первой тем, что замерные групповые установки находятся на отдельных основаниях или на суше и продукция скважин поступает по самостоятельным трубопроводам, уложенным по дну моря. Далее технологический процесс тот же, что и в указанной выше схеме.

9. Учёт продукции скважин.

Измерение – важный фактор при анализе разработки нефтяного месторождения и необходим для установления оптимального режима работы скважины, суммарного учёта извлекаемых НГиВ по месторождению, расчёт типоразмеров и количества используемого оборудования на УПН. Также при анализе темпов изменения обводнённости нефти и газового фактора.

В настоящее время широко применяются блочные автоматизированные замерные установки для:

- измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учет отдельных расходов воды;

- для автоматического вычисления суммарного дебита всех скважин, подключённых к установке;

- для автоматизированной блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений;

- для выдачи по вызову экспресс-информации о дебите скважин.

Такие установки получили название спутник. Жидкость любой скважины направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ), а затем в сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа. Работа по движению через расходомер совершается через золотники. Для определения обводнённости установлен влагомер. Расход чистой нефти определяется при прохождении нефти через счётчик ТОР-1. При этом учитывается обводнённость нефти.

Измерение расхода газа и жидкости в трубопроводе происходит при помощи трубчатого расходомера.