89. Измерение количества нефти, газа и пластовой воды по скважинам.

Различают несколько методов:

1. Старые методы измерения:

Контроль за дебитами скважин необходим для правильной разработки месторождения. При самотечной системе сбора продукцию измеряют объемным способом операторы. В индив. сепарац. замерных установках кол-во н. и в. замеряется в замерном кране или в мернике по рейке с делениями. Наиболее простыми и точными способами измерения расхода нефти является объемный и весовой (массовый) методы. Содержание воды в нефти определяется аппаратом Дина-Старка. Массовая доля содержания воды в нефти равна произведению плотности на объем воды делить на навеску нефти(%=W).

2. Новые методы: применяются автоматические устройства - спутники А, В, Б.

Установки «Спутник» состоят из: многоходового переключателя скважин; отсекателей, которые устанавливаются на расходомерной и выкидной линии; электрогидравлического привода (предназнач. для управления переключателем скважин и отсекателей); блок местной автоматики (БМА) (управления) для выдачи сигналов на диспетчерский пункт и управления процессом измерения производительности скважин; сепаратор (для разделения газа от измеряемой жидкости); установка для определения количества воды. Принцип работы. Нефть из скважины поступает в многоходовой переключатель, продукция скважины через замерной коллектор направляется в замерный сепаратор, затем в турбинный счетчик ТОР. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор в сборно-сепарационную емкость или в сборный трубопровод. Программа измерения и контроля дебита скважины задается реле времени, которое установлено в БМА. Через заданные промежутки времени реле включает гидропривод, и скважины подключаются к измерителю. Подача скв. контролируется по работе измерителя с подачей сигнала об аварийном состоянии через БМА. Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе через турбинный счетчик. Дебит скважины регистрируется на индивидуальном счетчике импульса в БМА. Аварийное отключение скважин происходит при повышении давления в сепараторах, при переполнении сепараторов и при отключении электроэнергии. Количество отсепарированного газа измеряется по методу переменного перепада давления дифференциальным манометром. Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважины, её блокировки при аварии. Состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока и блока местной автоматики (БМА). Работает по заданной программе, поочередно подключая скважины на замер. Подключение осуществляется многоходовым переключателем скважин, куда по выкидным линиям поступает продукция. Продукция подключенной скважины через замерной патрубок поступает в гидроциклонный сепаратор. В это время продукция других скважин минует Спутник и поступает в нефтесборный коллектор. В сепараторе газ отделяется от жидкости. Замер осуществляется турбинными счетчиками. В сепараторе есть поплавок, который при переполнении закрывает газовую линию, и газ выдавливает жидкость через турбинный счетчик. Время накопления в сепараторе и число пропусков зависит от дебита скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики. Он выпускается на рабочее Р от 15 до 40 атм, при максимальной производительности до 400 м³/сут и вязкости не более 80 сСт. Недостаток: невысокая точность измерения (погрешность 2,5%). Спутник В. Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровня. Нефтегазовая смесь попадает по распределительным батареям и далее в трехходовой клапан. Из него продукция подается в линию измерения объемов или линию для безводной нефти. После заполнения тарированной емкости закрывается заслонка на газовой линии, и газом нефть выталкивается в коллектор. Количество газа измеряется эпизодически диафрагмой. Измерение производится в сепараторе при помощи тарированной емкости и гамма-датчиков. Недостаток: при отложении парафина на станках таровой емкости снижается точность.

Спутник Б-40 имеет более совершенную конструкцию – есть автоматический влагомер (дает % содержание воды в потоке). Свободный газ измеряется турбинным расходомером (вертушкой), также турбинным расходомером измеряется расход жидкости.

3. Косвенный метод.

Основан на зависимости диэлектрической проницаемости смеси от диэлектрических свойств её отдельных компонентов.

Безводная нефть - хороший диэлектрик. Её Е=2,1-2,5. У минерализованных вод Е=80.