ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

Измерение дебита жидкости. Для измерения дебита нефти и воды при герметизированной системе сбора применяют автоматизированные групповые замерные установки: «Спутник-А», «Спут-ник-В», «Спутник-40» и др.

«Спутаик-А» работает по заданной программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время, зависящее от режима работы скважины (пульсирующий, спокойный) и устанавливаемое в соответствии с требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, находящегося в блоке местной автоматики. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция всех скважин. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит в общий сборный коллектор. В гид­роциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости.

Дебит измеряется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике. Погрешность замера дебита жидкости «Спутником-А» ±2,5 %.

«Спутник-В» работает на другом принципе. Расход жидкости в нем определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости. Преимущество данной групповой замерной установки состоит в возможности переключения продукции обводнявшихся скважин в коллектор обводненной нефти, а также в большей точности измерения дебита жидкости. Недостатком «Спутника-В» является ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти.

На необустроенных разведочных площадях дебит скважин измеряют с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. В этих случаях требуется проводить калибровку мерной емкости, а замеры дебита осуществлять при том же буферном давлении, что и во время -нормальной эксплуатации скважины.

Определить отдельно количество нефти и воды в общем дебите скважины по жидкости можно на установке «Спутник», исходя из разницы масс нефти и воды в определенном объеме между гамма-датчиками.

Для непрерывного контроля за обводненностью нефти при работе скважин разработан метод, позволяющий непрерывно определять содержание воды в нефтяном потоке. Безводная нефть, как известно, является хорошим диэлектриком (диэлектрическая проницаемость ε = 2,1÷2,5), тогда как диэлектрическая проница­емость минерализованных вод достигает 80. Такая разница в диэлектрической проницаемости воды и нефти позволила создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия прибора заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, опущенными в анализируемую водонефтяную смесь.

На принципе измерения диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси основан унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке сырой или товарной нефти с погрешностью от 2.5 до 4%. Влагомер выпускается промышленностью в двух модификациях: УВН-1 - - для нефти с содержанием воды от 0 до 60% и УBH-2—для нефти с содержанием воды от 0 до 30%.

На точность измерения этим прибором количества воды в нефти значительное влияние оказывают температура водонефтяной смеси, ее однородность, количество газовых пузырьков в потоке жидкости.

При недостаточно надежной работе контрольно-измерительных приборов обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях скважин, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другим методом. Повышение надежности определений достигается путем установки пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий.и увеличением числа одновременно отбираемых проб.

Измерения расхода нефтяного газа. При использовании высоконапорных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды с автоматизированными групповыми замерными установками, где осуществляется постоянный контроль за работой каждой скважины (особенно по нефти и воде), измерять расход газа следует периодически. Необходимость в периодических, а не постоянных замерах газа на автоматизированных замерных установках связана с тем, что продукцию скважин (нефть, газ и воду) после замера на этих установках вновь смешивают и транспортируют по одному коллектору до сепаратора первой ступени.

Для периодического измерения количества газа, добываемого вместе с нефтью из скважин, подсоединенных к автоматической групповой замерной установке АГЗУ, применяют обычные дифференциальные манометры, а на последних моделях «Спутников» используют турбинные счетчики газа типа АГАТ-1. В качестве дроссельного устройства могут служить измерительные диафрагмы и сопла,

При использовании индивидуальной замерной установки расход нефтяного газа определяется турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость нагнетательных скважин (м³/сут) измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа, установленными на кустовых насосных станциях. Поскольку один разводящий водовод обычно обеспечивает водой две-три скважины, приемистость каждой скважины в отдельности следует замерять при остановке других скважин, питающихся от этого же водовода.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами . поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто применяют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ).