Учет продукции скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Западно-Казахстанский инженерно-гуманитарный университет

Кафедра: Нефтегазовое дело и отраслевые технологии

Самостоятельная работа

На тему: «Учет продукции скважин»

Выполнил студент

гр. НД-42 Хамзин Р.

Проверил кандидат технических наук

Ихсанов К.А.

Уральск - 2014г.

Учет продукции скважин

добывающий скважина нефть подача

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 заработой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Рис.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. 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 3. приведена принципиальная схема Спутника-Б-40.

Рис. 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 = 2.1, 2.5 тогда как 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.

Размещено на Allbest.ur