Способы замера дебитов скважин

Дебит скважины: что это такое и как его рассчитать

Что такое дебит скважины, интуитивно понятно, пожалуй, каждому. Это одна из важнейших характеристик данного источника водоснабжения. Знание этой величины позволяет, во-первых, оценить возможность скважины поставлять определенный объем воды. Во-вторых, подобрать подходящий эксплуатационный насос.

Дебит — одна из важнейших характеристик источника водоснабжения

Дебит скважины: как его определить

Расчет дебита скважины производят, исходя из ее габаритов и расстояния находящегося в ней водного уровня от поверхности. Причем надо учитывать, что указанное расстояние может изменяться. Его величина определяется временем года, погодой и техническим состоянием скважины.

Формула расчета дебита скважины носит имя ученого Дюпюи. Причем ею пользуются не только при расчетах скважин на воду, но и газовых и нефтяных стволов. Кроме того, существует и упрощенный метод расчета. В принципе, его точность вполне достаточна, чтобы вычислить производительность насоса. Вычисляя расход, определяют дебет как удельный, так и реальный.

Динамический и статический уровни

Дебит скважины рассчитать можно, если известны определенные исходные данные. Этими данными являются:

• урез воды статический;
• уровень воды динамический;
• высота поднимающегося в водозаборе водяного столба.

Статический и динамический уровни

Чтобы установить данные параметры, необходимо произвести соответствующие замеры. Для этого используются: шнур, грузик и рулетка.

Как правило, замеры производятся с соблюдением следующего алгоритма:

1. Статический уровень (H_ст) определяют по истечении 2 часов после отключения откачивающего насоса. Данный замер, впрочем, как и определение уровня динамического, дает возможность установить расстояние от водяного зеркала в водозаборной шахты до поверхности земли. Измерение производят путем опускания шнура с грузиком. Причем гайку опускают на самое дно скважины. А на шнуре делают отметку, соответствующую устью выработки. Достав шнур, замеряют его сухую часть. Ее длина соответствует искомой величине H_ст.
2. Динамический уровень (H_ДН) определяют при работающем насосе. Причем следует подчеркнуть, что уровень этот зависит от производительности агрегата. В ходе замера насос опускают по скважине, следуя за падением уровня воды. Опускание помпы прекращают, как только урез стабилизируется. И в этот момент шнуром замеряют глубину залегания зеркала. Чтобы повысить точность замера, операцию повторяют, используя насос другой мощности.
3. Высоту водяного столба (Hв) определяют путем вычитания величины статического уровня из общей глубины скважины.

Разница уровней позволяет оценить дебит скважины: чем меньше она, тем больше уровень водоотдачи скважины. Водозабор считается высокопроизводительным, если разница составляет не превышает 1 м. Для артезианских источников характерно совпадение статического и динамического уровней.

Как определить производительность насоса

Однако знание только величины уровней недостаточно для расчета дебита. Для этого также необходимо знать производительность насоса (P). Ее можно определить по паспорту агрегата или по маркировке на его шильдике.

Если эта информация отсутствует, производительность можно установить, используя расходомер или счетчик. Это также можно сделать, пользуясь мерным сосудом и секундомером следующим образом:

• берут канистру какой-то определенной вместимости, например, 20 л;
• запускают насос, чтобы он откачивал воду из скважины;
• струю воды направляют в канистру и запускают секундомер;
• секундомером определяют продолжительность заполнения емкости.

Определение дебита скважины с помощью канистры

Затем производят несложные вычисления. Если, например, продолжительность заполнения равна 50 с, то производительность насоса определяется так:

В результате почасовая производительность составит:

Как рассчитывается дебит скважины по упрощенной методике

Чтобы определить этим способом дебит скважины, использую формулу:

Причем значение символов соответствует ранее использованным.

Например, возьмем конкретную ситуацию со следующими исходными данными:

• величина статического уровня H_ст равняется 20м;
• величина динамического уровня H_дн равняется 23 м;
• глубина скважины составляет 30 м;
• величина водяного столба H_в равняется 10 м;
• производительность насоса (P) равна 1,44 м³/ч.

Если подставить в формулу указанные значения, то получим:

В результате с достаточной точностью можно определиться и с мощностью скважинного насоса.

С выбором скважинного насоса не случится ошибки, если дебит скважины определен верно

Удельный дебит скважины

Вполне понятно, что если скважину оснастить более мощным насосом, то динамический уровень упадет. А это влечет за собой снижение и фактического дебита. Чтобы оценка водозабора была более объективной, пользуются таким понятием, как удельный расход.

Удельный расход – это объем откачанной жидкости, обусловливающий опускание водяного зеркала на 1 м.

Чтобы вычислить величину данного показателя, требуется заново определить динамический уровень, используя насос иной производительности.

Удельный дебит рассчитывается по формуле:

• P₂, P₁ – производительность первого и второго насоса;
• h₂-h₁ – разность понижений водного зеркала при обеих процедурах.

Теперь буквенные показатели в формуле заменим конкретными числами. Например, производительность второго насоса равняется 2,5 м³/ч. А соответствующий ему динамический уровень составляет 26 м. При подобных значениях величина удельного дебита составит:

То есть отдача скважины возрастет на эту величину, если H_ДН увеличится на 1 м.

Итак, если средний дебит скважины на дачном участке составляет 2,0 м³/ч, то при его увеличении на 0,38 м³/ч зеркало спустится на 1 м. Следовательно, для обеспечения постоянства подачи воды скважинный насос следует опустить на 1 м ниже отметки динамического уровня.

Расчет удельного дебита позволяет обеспечить постоянство водоснабжения из скважины

Реальный дебит скважины

Расчеты, производимые с использованием удельного дебита, дают результат, близкий к реальному. Однако в ходе расчетов следует учесть расстояние между устьем скважины и началом зоны фильтрации (H_Ф). Тогда реальный дебит скважины (Д_Р) можно вычислить, используя формулу:

Например, допустим, что величина H_Ф равна 28 м. Реальный дебит скважины при этом допущении составит:

В результате упрощенного расчета мы получили Д=4,8. Однако величина реального дебита оказалась меньше размера дебита, вычисленного первым способом, на 37%. Выбирая насос для установки на скважину, его производительность следует принимать меньшей на 20%. То есть менее 2,4 м³/ч. Иными словами, менее 58 м³ в течение суток.

Как определить дебит скважины в полевых условиях (видео)

Снижение дебита

По мере эксплуатации скважины ее характеристики постепенно падают. Это происходит в результате причин как естественного, так и технического характера. К ним, в частности, относятся:

1. Сезонность. Уровень подземных вод реагирует на сильные заморозки и засухи. Однако изменение водоотдачи, как правило, бывает незначительным и непродолжительным.
2. Износ узлов и отдельных элементов насоса. Но надо помнить, что выполнение профилактических работ продлевает его долговечность.
3. Засорение фильтра. Однако проводя его периодическую очистку от песка и известковых отложений, заменяя элементы конструкции, можно обеспечить восстановление дебита в изначальном объеме.
4. Выработка запасов, содержащихся в водоносном горизонте.

В рамках последнего случая продлить жизнь источника можно, установив на устье скважины герметичный оголовок. В принципе, это позволяет нейтрализовать противодавление атмосферы. А оно равняется 10 м водного столба. Повысятся оба уровня – динамический и статический. А дебит скважины возрастет.

Установка оголовка позволяет избежать сокращения дебита скважины

Итак, вы узнали, как определить дебит скважины. Надеемся, что данная информация поможет вам при обустройстве собственного источника водоснабжения.

Источник

Методы измерения дебита в добывающих скважинах

Принципы измерения дебита скважин, недостатки гидростатического метода измерений и метода с использованием массовых расходомеров. Групповые измерительные установки. Измерение дебита массоизмерительными установками, метод статического взвешивания.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	18.11.2014
Размер файла	1,3 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Геофизические методы исследования скважин»

по дисциплине «Геофизические исследования скважин»

на тему: «Методы измерения дебита в добывающих скважинах»

дебит скважина измерение

• Содержание
• Введение
• Методы измерения дебита добывающих скважин
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Дебит (от франц. debit — сбыт, расход) объём жидкости (воды, нефти и др.) или газа, поступающих в единицу времени из естественного или искусственного источника (колодца, буровой скважины и др.). Дебит жидкости выражается в литрах в секунду или кубических метрах в секунду, час или сутки. Дебит характеризует устойчивое поступление жидкости или газа в течение длительного времени. Объём воды, протекающий в единицу времени через поперечное сечение реки или водоносного горизонта, называется расходом воды.
• Дебит скважины на нефтяных промыслах прямо пропорционален депрессии на пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Основные факторы, определяющие дебит скважины, поддаются регулированию (например, депрессия на пласт, варьирующая на разных месторождениях от 0,2 до 20 мПа). С целью увеличения дебита скважины проводится повышение или поддержание пластового давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Снижение забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Высокая вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.
• Дебит скважины определяется дебитомерами различных конструкций. Дебит скважины — величина непостоянная во времени. Различают установившийся и неустановившийся дебит скважины; при наличии в нефти или воде большого количества растворённого газа вначале получают завышенные значения дебита. Начальный дебит скважины характеризует возможность добычи продукта из неистощённого пласта. Он сохраняется длительное время (до 3 лет), но по мере извлечения запасов нефти, обводнения добываемой продукции или истощения пластовой энергии начальный дебит скважины снижается до предела экономии, рентабельности эксплуатации скважины. По результатам наблюдений за изменением дебита скважины строят кривые его зависимости от времени, по которым с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита скважины, используемый при подсчёте запасов.
• Методы измерения дебита добывающих скважин
• В процессе разработки месторождений 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 добывающего фонда 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 методами измерения дебита нефти являются объемный и массовый способы.
• Большинство существующих в настоящее время замерных установок используют три основных принципа измерения дебита скважин:
• § объемный метод измерения дебита (с последующим пересчетом в массовый), основанный на замере времени налива калиброванного объема, или на косвенном измерении проходящего объема жидкости и газа с помощью турбинных и/или вихревых преобразователей расхода;
• § гидростатический метод, основанный на использовании зависимости гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в емкости;
• § прямой метод измерения массового дебита, основанный на применении двух массовых расходомеров — на линиях измерения дебита жидкости и газа.
• Все эти методы имеют существенные недостатки.
• К недостаткам объемного метода измерения дебита относятся:
• § чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в накопительной емкости при большом газовом факторе продукции скважины;
• § зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
• § высокие требования к узлу сепарирования;
• § низкий предел измерения газового дебита;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
• К недостаткам гидростатического метода относятся:
• § высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в вычислениях большого количества эмпирических коэффициентов и переменных для вычисления результата измерения;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
• § низкий предел измерения дебита газа;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов.
• К недостаткам метода с использованием массовых расходомеров относятся:
• § высокие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке измеряемого газа);
• § низкий предел измерения дебита газа;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
• § отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых результатов.
• Объемный метод 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. 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 e = 2.1ё 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
• Групповые измерительные установки различаются:
• § по методам измерения дебита жидкости — объёмные, весовые, массовые;
• § по режиму измерения — с поочерёдным или одновременным подключением скважин (группы скважин);
• § по числу измеряемых параметров — однопараметровые (дебит жидкости), двухпараметровые (дебит нефти и воды или дебит нефти и газа), трёхпараметровые (с контролем производительности по нефти, газу и воде).
• Основные функциональные узлы групповых измерительных установок: переключатель, посредством которого одна из присоединённых к установке скважин подключается на измерение; сепаратор свободного газа; расходомер (дебитомер) для измерения дебитов скважин по жидкости; устройства контроля производительности скважин по газу; блок местной автоматики для периодического контроля скважин; устройства аварийной сигнализации (с подачей сигналов в систему телемеханики); предохранительные клапаны; отсекатели, перекрывающие поток от скважины или отключающие систему от коллектора (при нарушении режима и аварийной ситуации), входные и выходные устройства для пуска и приёма депарафинизационных шаров при очистке трубопроводов от парафина; в некоторых типах групповых измерительных установок также обогреватели сборного пункта и продукции. Измерение дебитов скважин в групповых измерительных установках проводится с поочерёдным циклическим подключением скважин по программе, задаваемой блоком автоматики (предусмотрено также внеочередное измерение дебита). Иногда групповые измерительные установки присоединяют к системам промысловой телемеханики с дистанционным контролем работы скважин (производительности, аварийной сигнализации). Измерению дебита жидкости предшествует сепарация газа с последующей подачей отсепарированной жидкости в дебитомерное устройство (исключение составляют установки, измеряющие массу продукции). После измерения накопленного на заданное время объёма жидкости последняя вместе с газом подаётся в промысловый коллектор. На точность измерения влияют недостаточная сепарация содержащегося в продукции скважин растворённого газа, нестационарный режим измерения и переходные процессы, возникающие при переключении скважин, и др. Тип групповых измерительных установок обусловливается в основном производительностью, плотностью расположения и удалённостью скважин. Наиболее распространены установки типов «Спутник» (в различных модификациях), БИУС-40, АГМ-2,3. Первые рассчитаны на подключение 14 скважин с дебитами жидкости 1-400 м3/сутки («Спутник» — А16 и А40) и 5-500 м3/сутки (А25, Б40), а также 24 скважин (Б40-24) с дебитами жидкости 5-400 м3/сутки. На групповой измерительной установке «Спутник»-Б40 устанавливается автоматический влагомер, измеряющий влагосодержание нефти. В групповых измерительных установках типа «Спутник»-BMP измеряется масса продукции скважин без предварительной сепарации газа, дебит жидкости 4-100 м3/сутки.
• В случае удалённости отдельных скважин от основной группы или расположения их на отдельных небольших участках применяются блочные малогабаритные замерные установки типа БИУС-40, рассчитанные на подключение 2-4 скважин с дебитом жидкости не более 100 м3/сутки (принцип действия аналогичен групповым измерительным установкам «Спутник»-А). Установки выпускаются в двух вариантах: с подогревом и без подогрева продукции скважин.
• Групповые измерительные установки типа АГМ-2 или АГМ-3 предназначены для измерения дебита (по воде и нефти) скважин, оснащённых штанговыми насосами. Действуют совместно с проводной системой телемеханики, что позволяет с диспетчерского пульта контролировать 12 групповых измерительных установок, к каждой из которых подключается 8 (АГМ-2) или 16 (АГМ-3) скважин. В установке используется объёмный метод измерения дебита жидкости.

Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА. Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных установках, изготавливаемых ООО «СОЗАиТ». Этот метод позволяет измерять скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.

К достоинствам метода статического взвешивания относятся:

§ нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой жидкости;

§ наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие, возможность измерение дебита газа большей величины;

§ соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005;

§ канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает достоверность получаемых результатов.

Недостатком данного способа является высокая погрешность измерения на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанном способе измерения дебита, обладают общим недостатком — это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Рис. 4. Гидравлическая схема транспортабельной массоизмерительной установки типа «АСМА-Т»

Рис. 5. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с многоходовым переключателем скважин

Рис. 6. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с электроприводными переключающими клапанами

Рис. 7. Структурная схема измерительного канала дебита жидкости

Добыча углеводородного сырья — сложный процесс, характеризующийся различными параметрами и зависящий от большого количества внешних факторов. Для оптимального извлечения из пласта сырой нефти и попутного нефтяного газа с минимальными затратами требуется постоянный контроль основных технологических параметров процесса добычи. К основным рабочим параметрам скважины:

§ дебит жидкости и газа, извлекаемых из скважины;

§ физические свойства коллектора и добываемой нефти и газа;

§ физические параметры нефтегазоносного пласта.

Измерение на устье скважины объема и массы, извлекаемых из продуктивного пласта жидкости и газа за определенный временной интервал и в каждый конкретный момент времени имеет большое значение для их оперативного учета, а также для контроля и регулирования параметров технологического процесса добычи и транспорта нефти и газа.

На настоящий момент в мире не существует ЗУ, замеряющих с точностями указанными в ГОСТ 8.615. В западных странах замеры на устье скважин нормируется в среднем с точностью 10%. Но, тем не менее, ведется поиск пути реализации требований ГОСТ 8.615.

Очевидно, что здесь возможны для реализации два варианта:

§ модернизация действующих ГЗУ до уровня требований ГОСТ;

§ закупка нового оборудования, формально соответствующего требованиям ГОСТ.

Применение 3-х фазных ЗУ на устье скважин позволяет с большей точностью определять режимы работы скважин, но их применение имеет и отрицательные факторы:

§ Отсутствует эталонная база для проведения поверок и метрологических сличений по месту эксплуатации;

§ Установки поверяются на смеси воды и воздуха, а не на реальных газожидкостных смесях, т.е. реальная точность замеров отличается от стендовых;

§ Резко возрастают капитальные затраты (новые установки дороже широко применяемых ГЗУ «Спутник» АМ-40);

§ Увеличение операционных затрат на техническое обслуживание оборудования;

§ Увеличение операционных затрат на метрологическое обеспечение измерительного оборудования.

В конечном итоге увеличивается себестоимость тонны добытой нефти.

1. Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. — М.: Недра. 1979г. 344 с.

2. Материалы научно-практической конференции «Автоматизация и метрология в нефтегазовом комплексе» , Уфа, 2008 г.

3. Уразаков К.Р., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. — М.: Недра, 1999. — 268 с.

4. МИ 2731-2002. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Дебит жидкости нефтяных скважин. Методика выполнения измерений массоизмерительной установкой типа «АСМА».

5. ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.

контрольная работа [293,6 K], добавлен 14.02.2015

Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.

контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016

Экономическая характеристика промышленного предприятия. Мероприятия по улучшению использования фонда скважины, оборудованной установкой электрического центробежного насоса. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием асфальтосмолопарафинового отложения.

курсовая работа [38,9 K], добавлен 13.10.2017

Обзор существующих методов оценки производительности горизонтальных нефтяных скважин. Геометрия зоны дренирования. Определение коэффициента фильтрационных сопротивлений. Выявление зависимости дебита от радиуса дренирования и длины горного участка.

доклад [998,2 K], добавлен 27.02.2016

Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

дипломная работа [2,7 M], добавлен 13.04.2015

Источник