Измерение продукции скважин реферат

Обновлено: 30.06.2024

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

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 м 3 , 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.


Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.


Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).


Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Измерения продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммар­ного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.

Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов по каждой скважине.

Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характери­стики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам, При большой неоднородности продуктивного горизонта проницаемости, пористости, водонасыщениости) скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменяться в широких пределах,

В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется их дебитами то 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 каждой скважине имеет исключитель­но важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.

Назначение БАЗУ типа "Спутник"

В настоящее время на промыслах широко применяются блочные автоматизированные замерные установки (БАЗУ) типа "Спутник". Они предназначены:

1) Для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды;

2) Для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин, подключенных к установке;

3) Для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них ава­рийных давлений;

4) Для выдачи по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин;

5) Для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости;

6) Для раздельного сбора обводненной и необводненной нефти.

Классификация БАЗУ типа "Спутник"

Разработано несколько типов БАЗУ, которые можно классифицировать следующим образом:

1. По методам измерения:

а. объемные ("Спутник-А", "Спутник-Б");

б. щелевые (установка "Вес");

в. весовые ("Спутник-В");

г. массовые ("Спутник-ВМР").

2. По устройствам переключения на замер:

а. с многоходовым переключателем ("Спутник-А", "Спутник-Б");

б. с трехходовыми клапанами ("Спутник-В").

3. По режиму измерения:

б. Импульсный с поочередным подключением на замер ("Спутник-А", "Спутник-Б", "Спутник-В");

Измерения продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммарного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.

Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов по каждой скважине.

Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам, При большой неоднородности продуктивного горизонта проницаемости, пористости, водонасыщениости) скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменяться в широких пределах,

В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется их дебитами то 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 каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.

Назначение БАЗУ типа "Спутник"

В настоящее время на промыслах широко применяются блочные автоматизированные замерные установки (БАЗУ) типа "Спутник". Они предназначены:

1) Для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды;

2) Для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин, подключенных к установке;

3) Для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений;

4) Для выдачи по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин;

5) Для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости;

6) Для раздельного сбора обводненной и необводненной нефти.

Классификация БАЗУ типа "Спутник"

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Разработано несколько типов БАЗУ, которые можно классифицировать следующим образом:

1. По методам измерения:

а. объемные ("Спутник-А", "Спутник-Б");

б. щелевые (установка "Вес");

в. весовые ("Спутник-В");

г. массовые ("Спутник-ВМР").

2. По устройствам переключения на замер:

а. с многоходовым переключателем ("Спутник-А", "Спутник-Б");

б. с трехходовыми клапанами ("Спутник-В").

3. По режиму измерения:

б. Импульсный с поочередным подключением на замер ("Спутник-А", "Спутник-Б", "Спутник-В");


Лекции


Лабораторные


Справочники


Эссе


Вопросы


Стандарты


Программы


Дипломные


Курсовые


Помогалки


Графические

Доступные файлы (1):

1.docx

Измерение количества нефти, газа и воды по скважинам

ного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.

Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов по каждой скважине.

Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характери

стики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам, При большой неоднородности продуктивного горизонта проницаемости, пористости, водонасыщениости) скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменяться в широких пределах,

В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется их дебитами то 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 каждой скважине имеет исключитель

но важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.


  1. Массовый и объемный дебиты скважин и зависимость между ними

Для объемного среднего расхода жидкости за фиксированный интервал времени τ уравнение имеет вид:

Для массового расхода жидкости:

где τ - текущее время;

GV, GM - соответственно объемный и массовый расход;

V, М - соответст

венно объем и масса жидкости, протекшей за время τ;

ρt - плотность жидкости.

Объемный способ дает удовлетворительные результаты, когда жидкость находится в однофазном состоянии (нефть, вода, газ растворен), массовый же способ более точный, используется при добыче нефте


  1. 

  2. Старые методы измерения продукции скважин

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике, Продукцию сква

жины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже - при помощи водомерного стекла, уста

новленного на мернике.

Количество газа на индивидуальных установках замеряется не систематически.

На групповых сепарационно-замерных установках количество газа измеряется при помощи стан

дартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора.

Количество нефти и воды по скважинам замеряют периодически - от одного раза в сутки до одно

го раза в три - пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).


  1. Назначение БАЗУ типа "Спутник"

  1. Для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды;

  2. Для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин, подключенных к установке;

  3. Для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них ава

  4. рийных давлений;

  5. Для выдачи по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин;

  6. Для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости;

  7. Для раздельного сбора обводненной и необводненной нефти.

  1. Классификация БАЗУ типа "Спутник"

  1. По методам измерения:

  1. объемные ("Спутник-А", "Спутник-Б");

  2. щелевые (установка "Вес");

  3. весовые ("Спутник-В");

  4. массовые ("Спутник-ВМР").

  1. По устройствам переключения на замер:

  1. с многоходовым переключателем ("Спутник-А", "Спутник-Б");

  2. с трехходовыми клапанами ("Спутник-В").

  1. По режиму измерения:

  1. Накопительный;

  2. Импульсный с поочередным подключением на замер ("Спутник-А", "Спутник-Б", "Спутник-В");

  3. С одновременным измерением дебита всех скважин ("Спутник-ВМР").

  1. По числу измеряемых параметров:

  1. Однопараметровые;

  2. Двухпараметровые;

  3. Трехпараметровые.

  1. Условия применения БАЗУ типа "Спутник"

  • Замерно-переключающий блок. Он содержит многоходовый переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, замерный гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик, соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

  • Блок управления. Он содержит блок местной автоматики, блок питания и электрические нагреватели.

Рис.1 Принципиальная схема "Спутника-А".

1 - выкидные линии от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовый переключатель скважин (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной сква

жины; 5а - сборный коллектор; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счет

чик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой ци

линдр; 13 - отсекатели.

Оба блока смонтированы на рамных основаниях для обеспечения возможности транспортировки в собранном виде. Блоки заключены в щитовое помещение в виде домика на рамном основании, изготовленном из оцинкованной стали, их внутренняя сторона покрыта теплоизоляционным материалом и рифленой алюминиевой фольгой. Внутри можно вести обогрев, что позволяет эксплуатировать установки в районах с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на работу при температуре окружающей среды до минус 50 °С при относительной влажности воздуха до 80%).

В схеме имеется многоходовый переключатель скважин 3 типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер по выкидной линии 1 через замерный патрубок 5 за счет секторного поворота роторной каретки переключателя 4. Продукция остальных скважин в этот момент направляется в сборный коллектор 5а.

Продукция скважины, подключенной на замер, поступает в замерный гидроциклонный двухемкостной сепаратор 6, в верхней части которого газ отделяется от нефти. Дебит жидкости скважины, подклю

ченной на замер, измеряют при периодических пропусках жидкости, накапливающейся в нижней техноло

гической емкости, через турбинный объемный счетчик 8 типа ТОР-1 или "Норд".

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой линии.

Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Сле

дующая скважина переключается на замер по команде с блока местной автоматики при помощи электро

двигателя 10, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение. Если подача скважины отсутствует, то блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин при повышении или понижении давления в коллекторе осуще

ствляется автоматически при помощи электроконтактного манометра и отсекателей потока 13.

Установка "Спутник-А" позволяет измерять дебит скважины при следующих характеристиках: кине

матическая вязкость нефти до 80*10" 6 м 2 /с, содержание воды до 50%, содержание парафина до 7%, содер

жание серы до 3,5 %, содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды не допускается

Блочная автоматизированная установка "Спутник-Б" предназначена для автоматического измерения дебита нефти и газа, обводненности нефти, для контроля за работой скважин по подаче жидкости, раз

дельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи химического реагента в поток и блокировки скважин при аварийной ситуации.

Установка "Спутник-Б" отличается от установки "Спутник-А" тем, что в ней имеется автоматиче

ский влагомер нефти, который установлен на линии дегазированной нефти и непрерывно определяет со

держание воды в потоке нефти, и турбинный счетчик для измерения расхода газа, отделившегося от нефти в замерном сепараторе. Кроме того, в установке "Спутник-Б" осуществляется дозировка химического реа

гента в газонефтяной поток.

Установка "Спутник-Б" позволяет измерять дебит нефти, газа и воды скважин при следующих ха

рактеристиках: кинематическая вязкость нефти до 80*10" 6 м 2 /с, содержание воды до 70%, содержание пара

фина до 7 %, . содержание серы до 3,5%, содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды не до

Автоматизированная групповая замерная установка "Спутник-BMP" предназначена для автоматиче

ского измерения и регистрации дебита нефти, газа и воды нефтяных скважин, автоматического вычисления суммарного суточного дебита нефти, газа и воды всех скважин, подключенных к установке, приема рези

новых шаровых разделителей для очистки выкидных линий от парафина, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, автоматической блокировки коллекторов при аварийных ситуациях.

ционным массовым расходомером,

Конструктивно установка состоит из технологического блока и блока управления. В технологиче

ском блоке установлены трубная обвязка с задвижками и обратными клапанами, вибрационные массовые расходомеры, трехходовые краны и отсекающие поршневые клапаны, В блоке управления размещены блок местной автоматики, силовой щит и электроуправляемая цифропечатающая машина.

Дебит скважин измеряют поочередным снятием показаний вибрационных массовых расходов в со

ответствии с программой, заложенной в блоке местной автоматики.

Установка "Спутник-BMP" позволяет измерять дебит нефти, газа и воды при следующих характе

ристиках: кинематическая вязкость нефти до 80* 10 -6 м 2 /с, содержание парафина до 7%, содержание серы до 3,5 %, отношение объемного расхода газа к объемному расходу жидкости до 25.

Установки с использованием вибрационно-массовых дешевле, так как в них отсутствуют два доро

гостоящих узла: многоходовый переключатель скважин (ПСМ) и гидроциклонный сепаратор. Кроме того, такие установки обеспечивают более высокую точность измерения продукции скважин (погрешность не превышает 4%), а в установках "Спутник-А" погрешность может доходить до 25 %, из-за плохой сепарации и высокой вязкости нефти) и просты в эксплуатации.


  1. Измерение расхода газа и жидкости непосредственно в трубопроводе

но в трубопроводах с помощью различных приборов.

Наибольшее распространение на нефтяных и газовых месторождениях нашли диафрагменные расхо

домеры (рис. 2). Принцип действия их основан на измерении перепада давления между точками потока перед диафрагмой, установленной в трубопроводе, по которому движется поток измеряемой среды, и после нее. Когда газ проходит через суженое сечение диафрагмы, его скорость увеличивается, а давление умень

шается, за диафрагмой происходит обратное: скорость газа уменьшается и давление увеличивается, но не до начального.

Рис. 2. Схема камерной диафрагмы

1 - разделительные бачки; 2 – дифманометр.

Когда газ проходит через суженое сечение диафрагмы, его скорость увеличивается, а давление уменьшается, за диафрагмой происходит обратное: скорость газа уменьшается и давление увеличивается, но не до начального.

Диафрагма представляет собой плоский круглый диск с отверстием в центре. С одной стороны кромка отверстия обязательно острая, а с другой - скошена. Диафрагма зажимается между двумя фланцами острой кромкой обязательно навстречу потоку. Устройство диафрагменной камеры имеет кольцевые зазоры для измерения давления до и после диафрагмы. По импульсным линиям давление передается дифманометру-расходомеру, который измеряет перепад давления.

Суточный расход жидкости или газа определяется по бланку дифманометра с внесением поправок на недостаточную остроту входной кромки диафрагмы, на шероховатость трубопровода, на тепловое расширение диафрагмы, на расширение струи газа, с учетом коэффициента расхода и температуры.

Для непрерывного расхода газа на компрессорных станциях и установках подготовки нефти широко применяются самопишущие дифференциальные манометры ДП-430, ДП-610, которые имеют механизмы записи дифференциального и статического давлений и привод диафрагмы от часового механизма.

Читайте также: