Замер дебита нефти, газа и определение газового фактора.
Измерения продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммарного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов на каждой скважине. Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам. При большой неоднородности продуктивного горизонта проницаемости, пористости, водонасыщености скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменятся в широких пределах.
В прцессе разработки месторождения добывающих скважин харрактеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или
пульсирующим режимом); темпом обводнености нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам. Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительное важное значение как для техники и технологии сбора и полготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.
В настоящее время на промыслах широко применяются блочные автоматизированные замерные установки (БАЗУ) типа «Спутник»,они предназначены:
1. Для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды.
2. Для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин,, подключенных к установке.
3. Для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений.
4. Для выдаче по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин.
5. Для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости.
6. Для раздельного сбора обводненой и необводненой нефти.
Участие в проведении исследований дистационными приборами (дебитометр, расходометр, влагомер, термометр, манометр, газоанализатор). 
Рис. 3.Глубинный дебитомер с управляемым пакером.
Рис.4. Манометр.
Дебитометры и расходометрыделятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации- на автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации – передаются по линии связи на поверхность), по условиям измерений- на пакерные и беспакерные. В механических дистанционных дебитометрах и расходометрах обычно используются преобразователи скорости вращения турбинки в электрические сигналы, приборы с автономной регистрацией используют как турбинные, так и поплавково-пружинные датчики. Работа термокондуктивных дебитометров и расходометров основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объмным расходом жидкости.
Манометр-термометр скважинный Фотон предназначен для диагностических исследований скважин. Прибор позволяет производить измерение значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости и
регистрацию результатов измерений в энергонезависимой памяти. Прибор выпускается в трех исполнениях по максимальной рабочей температуре: +85°С, +130°С (В), +150°С (Т).
При добыче совместно с нефтью на земную поверхность выходит так называемый попутный газ, который в свою очередь может содержать, опасное токсичное отравляющее вещество- сероводород. В связи с наличием риска внезапного выброса смеси взрывоопасных горючих газов и сероводорода, напрерывным постоянным испарением газов и соединений с поверхности разлитой нефти требуется постоянное ношение рабочим персоналом буровой станции либо вышки индивидуальных портативных газоанализаторов, контроля довзрывоапасных концентраций, горючих газов и предельно допустимых концентраций рабочей зоныпо сероводороду. Промышленные объекты, находящиеся на территории газо- и нефтедобычи должны быть укомплектованы стационарными газоанализаторами аналогичного назначения.
Для решения указанных задач в нефтяном и газовых секторах промышленности используют следующие виды портативных газоанализаторов:- переносной газоанализатор серии СГГ-20, в том числе низкотемпературные исполнения, со встроенным или выносным датчиком:- малогабаритный компактный газоанализатор метана ГНОМ-1 со встроенным сенсором:- индивидуальный газоанализатор сероводорода во взрывозащищенном корпусе АНКАТ-7631М:-портативный многокомпонентный газоанализатор для измерения максимум до 4 компонентов одновременно АНКАТ-7664Микро.
Определение результатов исследовательских работ. Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником. Подготовка предварительных заключений по материалам исследований. Обработка материалов исследований скважин.
Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добыче нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти,
Выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы оборудования при достижении наиболее высокого коэффициэнта нефтеотдачи. В процессе промышленной эксплуатации скважин их исследуют главным образом с целью уточнения гидродинамических харрактеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных элементов, принятой системы разработки(система поддержания пластового давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.) и определения эффективности проводимых мероприятий по повышению или востановлению производительности добывающих скважин.
Получение качественной глубинной пробы обеспечивается правильной технологией процесса подготовки скважины к отбору, зависящей от режима работы данного месторождения и скважины, и применением такого типа пробоотборника, который может сохранить компонентный состав пробы для исследования PVT.
Отбор глубинных проб нефти- первую отобранную пробу необходимо выпустить на скважине для определения газосодержания и для отсутствия воды
в зоне отбора проб. Результаты занести в этикетку. Приложение (1);- при отсутствие воды, после отстоя выпущенной из пробоотборника пробы, продолжать отбор глубинных проб с той же глубины в количестве 3-4 пробоотборников;- при наличии в отобранной пробе воды в обьеме более 5%, глубину отбора проб следует уменьшить, не выходя из зоны однофазного потока. Контроль за содержанием воды в пробе повторить. После извлечения пробоотборников из скважины и визуального осмотра для проверки герметичности всех уплотнений следует определить идиентичность отобранных проб по величине давления в приемной камере и подготовить их к транспортировке. По форме приложения внести сведения о скважине, дату и условия отбора проб, номера приемных камер, условия и результаты проверки качества проб. Затем следует заполнить сопроводительные этикетки по форме приложения, в бланк результатов испытания занести номера контейнеров и
условия перевода, заполнить сопроводительные этикетки. При отсутствии зоны однофазного потока в скважине и при газовом факторе более 300м3/м3 приступить к отбору проб нефти и газа для рекомбинирования.
Требования к обработке и оформлению материалов.
1. Редактирование первичных данных ПГИ, формирование файла недропользователя, экспресс-обработку данных и выдачу, при необходимости, твердых копий осуществляют непосредственно на скважине; полную оперативную интерпретацию и подготовку окончательного заключения проводит интерпритационная служба производителя работ.
1.1 Файл недропользователя должен содержать:
- заголовок;
- схематическое изображение сборки приборов с указание общей длины и диаметров приборов, точек записи;
- схематическое изображение конструкции скважины с указанием мест установки технологического оборудования, сведения о лубрикаторе.
- фоновые, основные и повторные измерения с указанием условий их выполнения;
- калибровочные данные, полученные до и после проведения измерений.
Файл недропользователя формируют в формате LIS.
1.2. Окончательное заключение должно содержать: пояснительную записку с результатами интерпритации и аргументированными выводами; табличные и графические (кроссплоты, графики, сопоставления кривых) приложения, необходимые для обоснования выводов.
Окончательное заключение должно сопровождаться сводным планшетом, содержащим 2-3 кривые ГИС (например, ГК, ДС, ПС), характеризующие исследуемый интервал разреза, кривую локатора муфт, кривые основного замера ПГИ с выделенными на них признаками решения заданной задачи.
1.3. Содержание твердых копий должно полностью отражать файл недропользователя.
1.4. Документацию результатов исследований формируют согласно требованиям п.6.6.5.
Воспользуйтесь поиском по сайту:
