ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ ГРУППОВОМ СБОРЕ НЕФТИ. Суточный дебит нефти


Начальный суточный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Начальный суточный дебит

Cтраница 1

Начальный суточный дебит составил тогда 12 тыс. пудов ( 192 т), затем, правда, снизился до 7 тыс., а в последующие 5 лет и вовсе составлял лишь 1 тыс. пудов.  [1]

Определение площадных и объемных размеров залежи и начальных суточных дебитов ( потенциальных и фактических) с газовыми факторами производится на основе данных бурения и опробования разведочных скважин.  [2]

Сюда входят данные о размерах залежи и положении контуров нефтеносности и газоносности ( с обозначением их на карте), начальных суточных дебитах ( при различных размерах штуцеров и способах пробной эксплуатации), газовых факторах, пластовом давлении, режиме пласта, взаимовлиянии скважин. Все эти фактические данные особенно важны для проектирования системы разработки на основе результатов разведочных работ.  [3]

И, если при известном способе ремонта с задавкой нефтяных пластов водным раствором соли, мела или глины с добавками полимеров и других химических веществ происходит снижение продуктивности скважины за один ремонт в 1 5 раза, а за пять последовательных ремонтов в 7 6 раза, то при начальном суточном дебите нефти скважины 100 т / сут после первого ремонта ее дебит будет 67 т / сут, а после пяти ремонтов всего 13 т / сут.  [4]

На этой же модели рассмотрен вариант, когда полностью вскрывались как нефте-насыщенный ( 10 м), так и газонасыщенный ( 8 м) интервалы. Начальные суточные дебиты были установлены QH 20 т / сут.  [5]

Для этого берут логарифмы начальных суточных дебитов наиболее высокодебитных и наименее низкодебитных скважин.  [6]

Примерно в таком же направлении вытянута и зона наиболее высокодебитных скважин. Вследствие неравномерной трещино-ватости пород начальные дебиты скважин из отложений Спраберри сильно колеблются даже в пределах одной площади. В зонах развития главных систем трещин начальные суточные дебиты скважин составляют сотни тонн, а на участках с пониженной трещиноватостью падают до нескольких тонн.  [7]

Скважины Бугуруслана имеют высокие индексы, значительно выше средних и самые высокие по той категории, к которой они относятся. Но при одном и том же давлении они имеют разные индексы. Чем больше индекс запасов, тем меньше индекс долговечности, причем индекс долговечности более или менее обратно пропорционален начальному суточному дебиту открытой скважины.  [8]

Значительное количество морских месторождений выявлено в бассейне, связанном с грабеном Суэцкого залива. Поисковые работы в акватории Суэцкого залива были начаты в 1961 г., и в том же году было открыто первое морское месторождение Белаим-Марин. В настоящее время здесь открыто семь морских и несколько частично морских месторождений. Среди них месторождение Эль-Морган дает основную добычу АРЕ. Начальные суточные дебиты отдельных скважин достигают 1000 т / сут.  [9]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ ГРУППОВОМ СБОРЕ НЕФТИ

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам 1 поступает на рабочую гребенку 2 и далее в общий рабочий газосепаратор 3. Из газосепаратора нефть по выкидному коллектору 4 попадет в дожимной насос 5 и далее в сборный резервуарный парк.

Газ из газосепаратора направляется по газопроводу 6 на компрессорную станцию.

Для измерения дебита нефти и газа продукция от выбранной для замера скважины при помощи трехходового клапана 7 или системы задвижек направляется в измерительный коллектор 8 и далее в замерный газосепаратор 9.

Нефть во время замера накапливается в нем, а затем замеряется поступившее ее количество.

Выделившийся за время замера газ проходит через газовый расходомер в сборный газовый коллектор.

При измерении больших дебитов после замерного газосепаратора устанавливается дебитомер 10, через который проходит вся нефть во время замера.

После дебитомера нефть попадает в сборный нефтяной коллектор.

На приведенной схеме измерения дебита на групповой установке не показаны средства регулирования уровней и давлений, средства автоматизации и контроля, а также применяемое в различных видах группового сбора специальное технологическое оборудование.

На некоторых промыслах с низкими дебитами скважин, малыми газовыми факторами и с содержанием большого количества воды нефть от группы скважин направляется на групповые установки, оборудованные отстойниками, устройствами для удаления песка и замерной емкостью.

В этом случае продукция скважины для измерения направляется в замерную емкость на определенное время, после чего емкость отключается от скважины и в ней определяется высота взлива нефти.

Если из скважины поступает значительное количество воды, определяются раздельно уровни воды и нефти, для чего некоторое время продукция скважины, направленная в емкость для замера, выдерживается для отстоя воды. Каждая замерная емкость на промысле предварительно обмеряется и для нее определяется количество нефти в кг, приходящееся на 1 см взлива.

Таким образом, по результатам замера взлива нефти определяется суточный дебит скважины

;                                                          (1)

где Qсут  - суточный дебит скважины в т; l1 - уровень нефти в емкости до замера в см; l2  - уровень нефти в емкости после замера в см; q - цена деления емкости в т на 1 см взлива; t - продолжительность замера в часах.

При этом предполагается, что цена деления учитывает удельный вес нефти.

При определении дебита нефти обводненных скважин необходимо раздельно учитывать количество нефти и воды, поступившей в замерную емкость за время замера.

Если сбор нефти герметизирован, уровень нефти в замерной емкости замеряется при помощи уровнемерных стекол. При групповом герметизированном сборе применяются для замера дебита скважин специальные замерные газосепараторы (рис.2).

Замерный газосепаратор представляет собой вертикально расположенный цилиндр со сферическими дном и крышкой. Продукция скважины поступает в газосепаратор через патрубок 1. Внутри трапа происходит отделение газа от нефти и газ выходит через верхний патрубок 2 в газосборную сеть. Нефть, свободная от газа, направляется через нижний патрубок 3 в сборный коллектор. Для создания условий лучшего выделения газа из нефти в верхней части газосепаратора смонтированы козырьки 4 и, кроме того, установлено приспособление 5 для изменения направления движения струи нефти и газа при входе в газосепаратор.

Для замера уровня нефти предусмотрены отводы с муфтами, к которым присоединены уровнемерные стекла. Выделившийся газ измеряется при помощи диафрагмы 6 и дифференциального манометра расходомера 7.

На ряде промыслов  измерение дебита скважин на групповых установках и замерными газосепараторами описанного типа              автоматизировано.

Автоматизация достигается следующим образом (рис.3). На определенной высоте на уровнемерных стеклах установлены фотоэлементы и осветительные лампочки. Фотоэлементы освещаются лампочками сквозь уровнемерное стекло. Уровень нефти, поднимаясь в уровнемерном стекле по мере заполнения газосепаратора, перекрывает световой поток вначале нижнего фотоэлемента, а затем и верхнего.

 
 

Уровень нефти, находясь в верхнем положении, вызывает срабатывание электрических устройств, связанных с фотоэлементами, дающих команду на трехходовой клапан и клапан сброса нефти из газосепаратора. Трехходовой клапан переводит продукцию скважины с замерного газосепаратора на рабочий, а клапан сброса нефти открывает выкидную линию. Нефть вследствие разности давлений выдавливается в сборный коллектор.

Опускающийся уровень нефти в  уровнемерном стекле, дойдя до нижнего фотоэлемента, открывает путь лучу света к фотоэлементу и вызывает срабатывание электропневматических распределительных устройств и запорных клапанов.

Клапан сброса нефти при этом перекрывает выкидную линию, а к замерному газосепаратору в зависимости от программы, задаваемой программным устройством,     подключается следующая скважина.

Объем нефти в газосепараторе,   находящийся между двумя фотоэлементами, замеряется заранее с большой точностью, и дебит скважины, подключенной для замера, определяется по времени заполнения этого объема.

Время заполнения контрольного объема записывается на дисковой диаграмме. При обработке результатов измерения необходимо учитывать, что объем  замеряется при избыточном давлении. Описанный метод измерения дебита нефти можно применять в тех случаях, когда нефть не будет загрязнять уровнемерные стекла и температура окружающей среды не вызовет застывания жидкости в стеклах.

students-library.com

Среднесуточный дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Среднесуточный дебит - нефть

Cтраница 2

По фактическим данным за период, предшествующий применению метода и характеризующийся стабилизацией фонда добывающих скважин в течение нескольких лет, определяется расчетная зависимость падения среднесуточного дебита нефти.  [16]

Результаты исследований: давление пласта; коэффициент продуктивности; диаметры труб первого и второго рядов; давления забойное, рабочее, буферное, затрубное, на трапе; среднесуточные дебиты нефти, воды, эмульсии, газа, жидкости в целом; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; газовый фактор; суточный расход рабочего агента; рабочий агент; система лифта; потенциальный режим ( суточные дебиты) по нефти, воде, газу, жидкости в целом.  [17]

При подсчете запасов нефти статистическим методом устанавливаются следующие параметры: среднемесячный дебит нефти по добывающим скважинам соответственно на предыдущую и последующую даты исследования, коэффициент падения дебита, минимальный рентабельный среднесуточный дебит нефти ( зависит от качества нец. В данном случае отмеченные параметры: аиболее информативны. После их определения запасы подсчитываются в соответствии с принятой методикой. Кроме того, оценка извлекаемых запасов производится по статистическим зависимостям построением кривых дебит - накопленная добыча, дебит - в емя, разработанных М.И.Максимовым, И.  [18]

Карточка по исследованию скважин включает следующие показатели: дата замера; тип и глубина подвески насоса; число качаний; длина хода; глубина замера параметров; диаметр штуцера; среднесуточные дебиты нефти и жидкости в целом; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; плотность воды; продолжительность замера; глубина уровня в скважине; давления буферное, затрубное; давления забойные и пластовые на глубину замера, на кровле, на уровне зеркала воды; температура на глубине замера; коэффициент продуктивности и метод его определения; газовый фактор; тип прибора.  [19]

Месторождение эксплуатируется 17 скважинами при плотности сетки скважин 8 - 16 га / скв, На рис. 112 а показана карта равных значений КО, построенная по результатам обработки на ЭВМ ЕС-1022 данных о среднесуточном дебите нефти добывающих скважин до закачки газа за период 1970 - 1972 гг., который характеризуется нормальной эксплуатацией 16 скважин месторождения.  [21]

По некоторым эксплуатационным скважинам с фонтанным способом добычи приводятся геолого-технические характеристики в момент прекращения в них естественного фонтанирования: диаметр эксплуатационных колонн, интервал перфорации, конструкция и длина лифта, диаметр штуцера, буферное и затрубное давление, обводненность продукции ( в %), среднесуточный дебит нефти, воды, жидкости, дебит газа, газовый фактор.  [22]

Сводная таблица работы скважины составляется по каждому месяцу ее работы: регистрируются пласт и способ эксплуатации; число дней эксплуатации скважины в данном месяце; добыча за месяц нефти, воды, газа, всего жидкости; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; среднесуточные дебиты нефти, воды, газа, жидкости в целом; добыча с начала эксплуатации данного пласта нефти, воды, газа; число дней эксплуатации данного пласта.  [23]

По всему-разрезу скважины ( глубина скважины дается через 50 м): сведения по стратиграфическому расчленению его и литологическому составу пород; писание технического разреза; описание каротажной диаграммы - номер пласта, глубина кровли, мощность пласта, удельное сопротивление породы; характеристика кривизны скважины - глубина, градус, азимут кривизны; результаты освоения скважины - номер пласта, начало и конец освоения, начальный среднесуточный дебит нефти, воды, эмульсии, газа и жидкости в целом первых 30 дней эксплуатации скважины, максимальные суточные дебиты за первые 3 мес.  [24]

Закачка пара в скважину МЭП-3 производится с 1 / VII 1971 г. До начала процесса среднесуточный дебит нефти по участку составлял 5 0 т / сутки. К июлю 1973 г. среднесуточный дебит нефти увеличился до 10 т / сутки и затем возрос до 24 - 26 т / сутки. Планируется довести дебит нефти до 35 - 4О т / сутки, дополнительно извлечь нефти по участку 100 - 1500 тыс. т с доведением коэффициента нефтеотдачи до О 7 - О 8 от геологических запасов. Паронефтяной фактор в начале процесса составлял 22, затем он снизился до 4 5 т / т нефти и продолжает уменьшаться в связи с постоянным ростом среднесуточного дебита нефти.  [25]

Активно внедряются технологии бурения горизонтальных скважин и боковых стволов. Горизонтальные скважины обеспечивают увеличение среднесуточного дебита нефти в 2 - 5 раз при более низкой обводненности. Технология проводки горизонтальных скважин позволяет прокладывать горизонтальные стволы длиной до 700 метров в продуктивных пластах.  [26]

Дополнительная добыча нефти составила 700 тыс. т, В - пласт закачано 2500 тыс. т пара и для продвижения тепловой оторочки 174 тыс. т воды. Нагнетание пара привело к значительному росту среднесуточных дебитов нефти по реагирующим скважинам и восстановлению средневзвешенного пластового давления практически до первоначального.  [27]

Для характеристики фонда скважин следует отметить, что в двух странах - Иране и Кувейте - все скважины были фонтанными, почти все были фонтанными в Саудовской Аравии. По этим трем странам выделяются наибольшие величины среднесуточных дебитов нефти скважин.  [28]

Обводнение скважин в 2 - 3 раза снижает среднесуточный дебит нефти и в конечном счете требует проведения ремонтно-изоляционных работ.  [29]

Наиболее ответственным элементом построения теоретической кривой является определение коэффициентов падения дебита. Обычно для этой цели составляются корреляционные таблицы логарифмической зависимости между среднесуточными дебитами нефти последующего и предыдущего месяцев эксплуатации всех нормально работающих скважин данного объекта. В результате обработки корреляционной таблицы выводится зависимость между коэффициентом месячного падения среднесуточного дебита и величиной последнего; на основе этой зависимости строится теоретическая кривая динамики дебита для некоторой средней скважины до достижения ею предела рентабельности. Указанные кривые строятся по объекту в целом, если разница в текущих дебитах скважин, эксплуатирующих данный объект, невелика. Если же дебиты скважин меняются в широком диапазоне, то объекты разбиваются на участки ( зоны), в пределах которых скважины имеют близкие значения текущих дебитов, или все скважины группируются по достаточно узким интервалам дебитов.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Среднесуточный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Среднесуточный дебит

Cтраница 1

Среднесуточный дебит одной скважины почти в 4 раза выше, а себестоимость нефти - в 2 3 раза ниже, чем в среднем по стране.  [1]

Среднесуточный дебит составляет 137 т / сутки.  [2]

Среднесуточный дебит подсчитывается делением среднесуточной добычи в году на среднее число эксплуатационных скважин в году. Среднее число эксплуатационных скважин в году подсчитывалось как среднеарифметическое на конец и начало года.  [3]

Среднесуточный дебит на один скважино-месяц отработанный. Добыча нефти за рассматриваемый период, деленная на число скважи-но-месяцев, отработанных за этот период ( оп.  [4]

Среднесуточный дебит на один скважино-месяц числившийся.  [5]

Среднесуточный дебит за время разработки Qcp определяется путем деления величины промышленных запасов залежи на величину, характеризующую срок разработки.  [6]

Среднесуточные дебиты опробованных на месторождении Тенгиз скважин изменяются от единиц до сотен тонн нефти.  [7]

Среднесуточный дебит на скважинах, где установлен мобильный парогенератор, увеличился примерно на 9 т на скважину.  [8]

Среднесуточный дебит новых скважин по нефти по t - му месторождению определяется в технологическом проекте его разработки на основании карт равных продуктпвностей пласта, па котором размещаются новые добывающие скважины, проектируемые к вводу в эксплуатацию в планируемом году, после чего средний дебит по месторождению рассчитывается как средневзвешенная величина но группам скважины равной продуктивности.  [9]

Среднесуточный дебит новых скважин ( qBt) месторождений, вовлекаемых в разработку, представляет собой отношение добытой нефти из новых скважин к суммарному числу скважино-дней, в течение которых эта нефть получена.  [10]

Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 2 3 т / сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше.  [11]

Величина среднесуточного дебита новых скважин по нефти по t - му месторождению определяется в технологическом проекте его разработки на основании карт равных продуктивностей пласта, на котором размещаются новые добывающие скважины, проектируемые к вводу в эксплуатацию в планируемом году, после чего средний дебит по месторождению рассчитывается как средневзвешенная величина по группам скважин равной продуктивности.  [12]

Величина среднесуточного дебита новых скважин по месторождениям определяется технологическим проектом разработки. Средний дебит по месторождению определяется как средневзвешенная величина по группам скважин равной продуктивности. Число дней работы новой скважины по месторождению рассматривается на основании помесячного распределения ввода скважин в эксплуатацию с учетом планируемых сроков окончания их строительства, обустройства и освоения.  [13]

QH - среднесуточный дебит этих скважин в том же году, т / сут; k3H - планируемый на t 1 год коэффициент эксплуатации скважин, введенных в отчетном Г году.  [14]

Обычно берется среднесуточный дебит за месяц. Широкая балка объединения Краснодарнефть, где поддержание пластового давления закачкой воздуха в головную часть месторождения было начато в мае 1945 г. За время проведения процесса поддержания пластового давления в головной части месторождения создан и поддерживается мощный аккумулятор энергии сжатой газовоздушной смеси.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Суточный дебит 1-й многозабойной скважины на Юрубчено-Тохомском месторождении Роснефти составил 200 т нефти // Бурение на суше // Новости

Восточно-Сибирская нефтегазовая компания (ВСНК) завершила строительство 1й многозабойной скважины на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.

Как сообщили 18 августа 2016 г в Роснефти, на скважине получены 1едебиты нефти – около 200 т/сутки.

 

Сейчас специалисты проводят гидродинамические исследования (ГДИС) для оценки ее продуктивности.

Важность ГДИС возрастает в связи с внедрением технологий цифрового геомоделирования.

 

Глубина по стволу экспериментальной многозабойной скважины с 3мя боковыми стволами составила более 4 тыс м.

Суммарная проходка по продуктивному горизонту с учетом горизонтальных боковых стволов протяженностью до 400 м каждого превысила 1,5 тыс м.  

 

Поиск и использование нестандартных решений в бурении обусловлены сложным геологическим строением Юрубчено-Тохомского месторождения.

Применение передовых технологий позволяет повысить охват продуктивной залежи, что приводит к увеличению коэффициента  извлечения нефти и повышает эффективность разработки месторождения. 

 

Юрубчено-Тохомское НГКМ расположено в Эвенкийском районе Красноярского края в 280 км к юго-западу от пос Тура.

Месторождение было открыто в 1982 г.

Текущие извлекаемые запасы нефти Юрубчено-Тохомского месторождения категории АВС1+С2 (включая Юрубченскую залежь) составляют более 350 млн т.

Освоение месторождения началось в 2009 г.

В 2011 г было пробурено 3 горизонтальные скважины с горизонтальной секцией более 1 км.

 

В 2014 г ВСНК начала масштабную программу по освоению расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. 

На месторождении проводятся геологоразведочные работы (ГРР), строительство дорог и кустовых оснований, эксплуатационное бурение, обустройство природоохранной и производственной инфраструктуры.

 

В феврале 2016 г по итогам испытания 8 добывающих горизонтальных скважин в 2015 г на Юрубчено-Тохомском НГКМ получила фонтанирующие притоки нефти дебитом от 164 до 517 т/сутки.

 

Обсудить на Форуме 

neftegaz.ru

способ оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления - патент РФ 2405935

Группа изобретений предназначена для оперативного измерения дебита жидкости нефтяных или газоконденсатных скважин при их исследовании. Устройство состоит из горизонтальной емкости, оснащенной в верхней части гидроциклонной головкой для разделения газообразных углеводородов, которая внутри разделена перегородкой, открытой в верхней части и разделяющей емкость на приемный и выкидной отсеки. В перегородке смонтирована вставка с профилированной сливной щелью, устанавливающей уровень в приемном отсеке на величине, адекватной суточному дебиту скважины по жидкости. Причем профиль щели обеспечивает линейную зависимость уровня от дебита с точностью в рабочем диапазоне дебитов ±5%. Для этого профиль щели с боковых сторон ограничен кривыми где а - любое положительное число, значение которого принимается при выборе диапазона замеряемых дебитов жидкости, а снизу ограничен осью абсцисс, ограниченной значениями ±xк, соответствующими значению у=0,25 см. Между местом слива жидкости на стенку емкости и разделительной перегородкой с профилированной щелью установлена успокоительная перфорированная перегородка. Техническим результатом является повышение точности измерения дебита, увеличение количества замеряемых скважин за календарные сутки. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2405935

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, и может применяться для определения суточной производительности скважины как в процессе опробования разведочной скважины, так и для оперативного учета дебита эксплуатирующейся скважины в стационарной системе нефтегазосбора.

Известны способы измерения дебита жидкости скважин, основанные на измерении объема или веса накопленной в сепарационной емкости жидкости за измеренное время и пересчете полученной информации о количестве жидкости и времени ее накопления в суточный дебит скважины. В частности, известны установки для измерения дебита нефтяных скважин типа «Спутник-А», «Спутник-А-40», где продукция замеряемой скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, в котором свободный газ отделяется и уходит в газовый коллектор, а измерение дебита жидкости осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в блоке местной автоматики (БМА), накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавного регулятора и заслонки на газовой линии (1) (Справочная книга по добыче нефти, под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова. М., «Недра», 1974, с.487-489).

Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает через систему рычагов закрытие заслонки на газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего происходит продавка жидкости из сепаратора через турбинный счетчик, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается заслонка на газовой линии, выравнивается давление между сепаратором и коллектором и продавливание жидкости через счетчик прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и количество пропусков жидкости через счетчик за время замера зависят от дебита скважины.

К недостаткам известного способа относятся:

1. Невысокая точность измерения расхода жидкости при больших дебитах скважин расходометром турбинного типа вследствие плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

2. Дополнительная погрешность измерения, связанная с заданием времени измерения дебита скважины вследствие нецелого числа циклов слив-налив, укладывающихся в заданное время, и перехода части жидкости замера предыдущей скважины в замер последующей.

3. Необходимость выдержки времени, заданного для замера каждой скважины, что ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.

Известны также установки для измерения дебита скважин типа «Спутник-В», расход жидкости в которых определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости (2) (Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова М., «Недра», 1974, с.489-490).

Нефтегазовая смесь от скважины, подключенной на замер, поступает в сепаратор, где измеряется при помощи оттарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской оттарированной пружины. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней, и регистрации времени накопления этой жидкости.

После того, как оттарированная емкость наполнилась жидкостью и масса ее измерена, БМА включает электрогидравлический привод и заслонка на газовой линии прикрывается, в результате чего в сепараторе увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в тарированной емкости, через сифон выдавливается в коллектор.

К недостаткам известного способа относятся:

1. Ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти, т.к. отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения вследствие изменения веса измеряемой жидкости ввиду изменения веса порожней емкости.

2. Необходимость измерения времени замера каждой скважины ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.

Авторами предлагается способ оперативного измерения суточного дебита нефтяной или газоконденсатной скважины по жидкости и устройство для его осуществления, лишенные указанных недостатков.

Задачей настоящего изобретения является повышение точности измерения расхода жидкости, увеличение количества замеряемых скважин за календарные сутки.

На фиг.1 представлено устройство для оперативного измерения дебита нефтяной или газоконденсатной скважины.

На фиг.2 представлен профиль щели.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в известном способе оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, заключающемся в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, накоплении в нем и сливе через профилированную щель в сливной отсек таким образом, что в момент равенства количества поступающей в сепарационный отсек жидкости количеству сливаемой из него в сливной отсек в сепарационном отсеке устанавливается стационарный уровень, адекватный суточному дебиту скважины, который может быть замерен любым известным способом, согласно изобретению профиль сливной щели подобран таким образом, что обеспечивает линейную зависимость величины уровня от величины суточного дебита скважины в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью (например, ±5%), причем профиль щели ограничен с боковых сторон кривыми , где а - любое положительное число, значение которого принимается при выборе диапазона измеряемых дебитов жидкости, а снизу - осью абсцисс между значениями ±xк, соответствующими значению y=0,25 см, то есть , шкала дебитов на каждый сантиметр уровня по воде рассчитывается по формуле:

где qв - суточный дебит по воде, м3/сут,

µ - коэффициент расхода, который для указанного профиля щели по значению равен соответствующему коэффициенту длинной вертикальной щели, то есть µ=0,62, и может уточняться на тарировочном стенде,

f - площадь заполненного жидкостью сечения щели, см2:

y - измеренное значение уровня, см;

x - значение абсциссы, соответствующей значению y, см, определяемое по формуле:

yц.т - ордината центра тяжести заполненного жидкостью сечения щели, определяемая по формуле:

а величину дебита любой жидкости, например нефти или эмульсии, с известным количеством воды в ней определяют по дебиту для воды по формуле:

где qн - суточный дебит нефти, м3/сут;

qв - суточный дебит воды, м3/сут;

в - удельный вес воды, г/см3;

в - удельный вес нефти, г/см3.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в известном устройстве для оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, состоящем из емкости, оснащенной гидроциклонной головкой, через которую вводится поток скважинной жидкости, сливной полки, направляющей поток жидкости на стенку емкости, выходных патрубков для вывода жидкости и газа, согласно изобретению емкость разделена перегородкой на сепарационный и сливной отсеки, открытой сверху для прохода газа, в которую вмонтирована вставка с профилированной сливной щелью, через которую сливается жидкость из сепарационного отсека в сливной отсек и которая устанавливает в сепарационном отсеке уровень, адекватный величине суточного дебита, а между местом слива жидкости на стенку емкости и разделительной перегородкой с профилированной щелью установлена успокоительная перфорированная перегородка.

Способ оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины заключается в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, где она дегазируется и дегазированная сливается через профилированную щель в сливной отсек емкости, откуда откачивается в коллектор. Профиль сливной щели и ее размер подобраны таким образом, чтобы уровень жидкости в сепарационном отсеке перед сливной щелью, устанавливающийся при равенстве количества поступающей в сепарационный отсек жидкости и количества сливающейся через эту щель жидкости в сливной отсек, был адекватен суточному дебиту скважины, а шкала уровня обеспечивала линейность шкалы дебитов в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью измерения (например, ±5%).

Такими свойствами обладает профиль щели, представленный на фиг.2, ограниченный с боковых сторон кривыми , где а - любое положительное число, значение которого принимается при выборе диапазона измеряемых дебитов жидкости, а снизу ограниченной осью абсцисс между значениями ±x к, соответствующими значениями y=0,25 см, то есть .

Шкала дебитов на каждый сантиметр уровня по воде рассчитывается по формуле:

где qв - суточный дебит для воды, м3/сут;

µ - коэффициент расхода, который для указанного профиля щели по значению равен соответствующему коэффициенту длинной вертикальной щели, то есть µ=0,62, и может уточняться на тарировочном стенде;

f - площадь заполненного жидкостью сечения щели, см2 :

где y - замеренное значение уровня, см;

х - значение абсциссы профиля щели, соответствующее значению y, см,

yц.т - ордината центра тяжести заполненного жидкостью сечения щели, определяемая по формуле:

Дебит скважины по конкретной жидкости (нефти, эмульсии) с известной плотностью рассчитывается по дебиту для воды по формуле:

где qн - дебит скважины по нефти, м3/сут;

qв - дебит скважины по воде, м3/сут;

в - удельный вес воды, г/см3;

в - удельный вес нефти, г/см3.

Приведем пример расчета шкалы дебитов по воде для условий:

Результаты расчетов представлены в таблице

Как следует из таблицы, выбранный профиль щели обеспечивает линейность шкалы дебитов с достаточной для оперативного учета точностью (±5%) в диапазоне дебитов от 25 до 735 м3/сутки.

Предположенный способ оперативного измерения дебита жидкости скважины реализуется устройством (фиг.1), состоящим из емкости 3, оснащенной гидроциклонной головкой 2 для отделения свободного газа, сливной полкой 1, направляющей поток жидкости на стенку корпуса 3, перегородкой 6, разделяющей емкость на два отсека (сепарационный и сливной) и открытой сверху, в которую монтируется вставка 5 с профилированной сливной щелью (фиг.2).

В сепарационном отсеке между местом слива жидкости на стенку емкости и перегородкой 6 установлена успокоительная перфорированная перегородка 7, предотвращающая колебания уровня перед сливной щелью. Нефть отводится в коллектор снизу сливного отсека емкости, а газ - сверху.

Измерение уровня, адекватного суточному дебиту жидкости, можно производить любым известным способом (от уровнемерного стекла до электронного емкостного или индукционного уровнемера).

В мобильном варианте (для измерения дебита разведочных скважин) устройство может монтироваться на автомобильном прицепе либо на санях.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, заключающийся в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, накоплении в нем и сливе через профилированную щель в сливной отсек таким образом, что в момент равенства количества поступающей в сепарационный отсек жидкости количеству сливаемой из него в сливной отсек в сепарационном отсеке устанавливается стационарный уровень, адекватный суточному дебиту скважины, который может быть замерен любым известным способом, отличающийся тем, что профиль сливной щели подобран таким образом, что обеспечивает линейную зависимость величины уровня от величины суточного дебита скважины в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью (например ±5%), причем профиль щели ограничен с боковых сторон кривыми y= , где а - любое положительное число, значение которого принимается при выборе диапазона, измеряемых дебитов жидкости, а снизу - осью абсцисс между значениями ±xк, соответствующими значению у=0,25 см, то есть х2=±2 , шкала дебитов на каждый сантиметр уровня по воде рассчитывается по формуле:где qв - суточный дебит по воде, м 3/сут;µ - коэффициент расхода, который для указанного профиля щели по значению равен соответствующему коэффициенту длинной вертикальной щели, то есть µ=0,62 и может уточняться на тарировочном стенде;f - площадь заполненного жидкостью сечения щели, см2y - измеренное значение уровня, см;х - значение абсциссы, соответствующей значению у, см, определяемое по формуле: ;yц.т - ордината центра тяжести заполненного жидкостью сечения щели, определяемая по формуле: ;а величину дебита любой жидкости, например нефти или эмульсии с известным количеством воды в ней, определяют по дебиту для воды по формуле: ,где qн - суточный дебит нефти, м 3/сут;qв - суточный дебит воды, м 3/сут;в - удельный вес воды, г/см3;н - удельный вес нефти, г/см3.

2. Устройство для оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, состоящее из емкости, оснащенной гидроциклонной головкой, через которую вводится поток скважинной жидкости, сливной полки, направляющей поток жидкости на стенку емкости, выходных патрубков для вывода жидкости и газа, отличающееся тем, что емкость разделена перегородкой на сепарационный и сливной отсеки, открытой сверху для прохода газа, в которую вмонтирована вставка с профилированной сливной щелью, через которую сливается жидкость из сепарационного отсека в сливной отсек и которая устанавливает в сепарационном отсеке уровень, адекватный величине суточного дебита, а между местом слива жидкости на стенку емкости и разделительной перегородкой с профилированной щелью установлена успокоительная перфорированная перегородка.

www.freepatent.ru

суточный дебит - это... Что такое суточный дебит?


  • суточный
  • суточный объем стока

Смотреть что такое "суточный дебит" в других словарях:

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Татнефть — (Тatneft) Компания Татнефть, история создания компании Татнефть Компания Татнефть, история создания компании Татнефть, перспективы развития Содержание Содержание 1. О 2. История в цифрах и фактах 3. Разработка месторождений. и газа Повышение… …   Энциклопедия инвестора

  • Кашаган — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Разработку месторождения ведет международная совместная операционная компания North Caspian… …   Википедия

  • КИСЛОВОДСК — КИСЛОВОДСК, горная субальпийская станция с знаменитым углекислоземлистым источником «Нарзан» (на местном наречии «богатырский»), пользуется широкой известностью как бальнеологический курорт, гл. обр. для сердечных больных …   Большая медицинская энциклопедия

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Нарзан — (от туземного названия: нарт богатырь и сан колодец) минеральный источник в Кисловодске (см.), пользующийся известностью благодаря обильному содержанию свободной нерастворенной угольной кислоты. Источник течет по экзокинетической трещине в… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Нефтяной промысел —         (a. oil field; и. Erdolfeld, Erdolforderfeld; ф. chantier petrolier, champ petrolier; и. explotaciones de petroleo, explotaciones petroleras, industrie petrolera) технол. комплекс, предназначенный для добычи и сбора нефти на м нии, a… …   Геологическая энциклопедия

  • Сестрорецк — Город Сестрорецк Флаг Герб …   Википедия

  • Минеральная вода — Минеральные воды  воды, содержащие в своем составе растворённые соли, микроэлементы, а также некоторые биологически активные компоненты. Среди минеральных вод выделяют минеральные природные питьевые воды, минеральные воды для наружного… …   Википедия

  • Нефтяные Камни — Посёлок городского типа Нефтяные Камни азерб. Neft daşları …   Википедия

  • Дзау — Посёлок городского типа Дзау груз. ჯავა, осет. Дзау Страна Южная Осетия …   Википедия

dic.academic.ru