Измерение продукции скважин

Измерение продукции скважин. 

            В процессе разработки месторождении  работа добывающих скважин характеризуется  их дебитами по нефти, газу  и воде; равномерностью подачи (или  пульсирующим режимом); темпом обводненности  нефти и увеличением газовых  факторов по отдельным скважинам. 

            Таким образом, измерение количества  нефти, газа и воды по отдельным  скважинам имеет исключительно  важное значение, как для техники  и технологии сбора и подготовки  скважинной продукции, так и  для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин  помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться   измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми и точными методами измерения расхода нефти и воды являются объемный и массовый способы. 

            Объемный способ дает удовлетворительные  результаты в случае однофазной  жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ  из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений. 

     В зависимости от конкретных условий  для замера дебитов скважин в  системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

*                     ЗУГ -  замерные установки групповые;

*                     АГУ -  автоматизированные групповые  установки;

*                     АГЗУ -  автоматизированные групповые  замерные установки;

*                     блочные автоматизированные замерные установки типа            «Спутник». 

           В настоящее время на  нефтяных  месторождениях  широко применяются  автоматические устройства для  замера продукции скважин: Спутник-А,  Спутник-Б и  Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов. 

 Спутник - А предназначен для автоматического  переключения скважин на замер,  а также для автоматического  измерения дебита скважин, подключенных  к Спутнику, контроля за работой  скважин по наличию подачи  жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. 
 
 

Рис. 7.1.   Принципиальная схема  Спутника-А. 

1 - выкидные линии  от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин  (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя  скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной скважины; 5а - сборный коллектор;  6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой цилиндр; 13 - отсекатели  

Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3 , прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. 

Недостаток Спутника - А - невысокая точность измерения  расхода нефти турбинным счетчиком  вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе. 

Спутник-В как  и Спутник-А предназначен для  автоматического переключения скважин  на замер по заданной программе и  для автоматического замера дебита свободного газа. 

Рис. 7.2. Принципиальная схема Спутника - В. 

1 - распределительная  батарея; 2 - емкость для  резиновых шаров; 3 - штуцеры; 4 - трехходовые клапаны; 5 - Замерная линия для одиночной скважины; 6 - трехходовые краны; 7 - коллектор обводненной нефти; 8 - коллектор безводной нефти; 9 - гамма - датчик уровня; 10 - сепаратор; 11 - диафрагма; 12 - заслонка; 13 - сифон; 14 - тарированная емкость; 15 - тарированная пружина. 

Дебит жидкости определяется путем измерения массы  жидкости, накапливаемой в объеме между гамма- датчиками верхнего и нижнего уровней 9 и регистрации  времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем. 

При   измерении  дебита жидкости  при помощи Спутника-В  считается, что плотности нефти  и воды остаются постоянными. Результаты измерения пересчитываются с учетом времени заполнения емкости в т/сут и фиксируются в БМА. 

При наличии  отложений парафина в  выкидных линиях скважин предусмотрена их очистка  резиновыми шарами, проталкиваемыми  потоком нефти от устьев скважин до емкости  2. 

Недостаток Спутника-В  заключается в том, что при  измерении парафинистой нефти отложения  парафина в тарированной емкости  могут существенно снизить точность определения количества жидкости. 

Спутник-Б-40 также, как и вышеописанные установки,  предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и  для автоматического измерения дебита скважин. 

Спутник-Б-40 является более совершенным по сравнению  с Спутником-А, так как на нем  установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. 

При помощи Спутника-Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных  и необводненных скважин. 

На рисунке 7.3.  приведена принципиальная схема Спутника-Б-40. 

Рис.7.3. Принципиальная схема Спутника - Б-40. 

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин  многоходовой;      4 - каретка  роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок для одной  скважины; 6 - сборный коллектор; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки закрытые;  10, 11 -  задвижки открытые; 13 - гидроциклонный  сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16, 16а - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод;   22 -  электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти;   24 - выкидные линии скважин. 

Наибольшее распространение  для определения содержания воды в нефти получил косвенный  метод измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть  является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость e = 2.1¸ 2,5  тогда как  e минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящее время влагомеры  работают на основе измерения емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду 

Для определения  содержания воды в нефти  или в нефтяной эмульсии  на месторождениях широко используют аппарат Дина – Старка.