Методы измерения продукции скважин Объемные методы
Измерение продукции скважин на старых площадях месторождений производится традиционным объемным методом.
При самотечной системе сбора, как с индивидуальным, так и с групповым замерно-сепарационным оборудованием измерение продукции скважин проводят объемным способом операторы, обслуживающие это оборудование.
Если при работе скважин не образуется стойких эмульсий, то количество нефти и воды, поступающих в ИСЗУ, измеряется или в трапе, или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет: рейкой с делениями; при помощи водомерного стекла, установленного на мернике; поплавковым устройством. Количество газа на ИСЗУ замеряется не систематически.
На групповых замерно-сепарационных установках количество газа измеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора. Количество нефти и воды по скважинам измеряют периодически – от одного раза в сутки до одного раза в 3-5 суток в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).
Чтобы ускорить измерение производительности скважин по уровню в мернике, каждый мерник тарируется и составляется отдельная таблица объемов. Чем меньше диаметр мерника, тем большая точность измерения дебита нефти и воды по скважине.
Описанный способ замера продукции скважин зависит от ряда факторов:
быстроты открытия и закрытия задвижек на линии, подводящей жидкость в мерник, и четкости фиксации времени наполнения;
режима работы скважины (пульсирующий, спокойный);
отложения солей и парафина в мернике;
эллиптичности мерника.
К существенным недостаткам традиционного способа измерения продукции скважин относятся два следующих фактора: необходимость иметь большой штат замерщиц и измерение обводненности нефти по скважинам производится периодически, что не дает четкого представления о темпе обводненности скважин.
Применение блочных автоматизированных установок
В настоящее время такие установки типа «Спутник» широко применяются. Они предназначены:
для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды;
для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин, подключенных к установке;
для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений;
для выдачи по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин.
При помощи «Спутника Б-40» (рисунок 5) можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Максимальная производительность по жидкости составляет 400 м3\сут.
Принцип действия установки «Спутник».
Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин ПСМ 3, а затем – в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.
Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда датчик поплавкового уровнемера 17 находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 16, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения, и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.
Рисунок 5 Технологическая схема «Спутника Б-40»
Дебиты жидкости скважин, подключенных к «Спутнику Б-40», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа, который установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.
Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 10 –5 м2\с. Обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания. Диапазон измерения колеблется от 4 до 30 м3\ч. Паспортная погрешность измерения 2,5%.
Для определения содержания воды в нефти служит емкостной датчик влагомера УВН-2. Он основан на измерении изменения диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси. Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении и должен пропускать через себя всю жидкость – нефть и воду.
Измерение количества газа на всех «Спутниках» проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1 с максимальной относительной погрешностью измерения в диапазоне расходов: 5-10 – 4%, 10-100 – 2,5%. Регистрация расходов газа осуществляется как на интегрирующих счетчиках, так и на самопишущих приборах.