Учет 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 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 гаммадатчиками 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.