Практическое занятие № 2. Определение дебита эксплуатационных скважин нефтяной залежи и дебита газовой скважины.

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач для определение дебита эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма которой в расчетах схематизируется кольцом и определение дебита газовой скважины.

План практического занятия.

План занятия и порядок его проведения заключается в следующем:

- цель практического занятия;

- краткое описание теоретической части;

- решение задач;

- результаты вычислений задач;

- письменные ответы на вопросы самоконтроля.

Краткие теоретические сведения.

В настоящее время разработаны и широко применяют автоматические устройства по замеру дебита эксплуатационных скважин (продукции скважин): АГЗУ «Спутник-А», АГЗУ «Спутник-Б», АГЗУ «Спутник-В», ГЗУ «Дельта». «Спутник Б-40» более совершенен, чем «Спутник-А» и «Спутник-В».

Недостатком «Спутника-А» является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленной плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе в следствии попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствии влагомера.

Недостатком «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» предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику», контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в «Спутнике Б-40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Дебиты жидкости (нефть, нефть + вода) эксплуатационных скважин, подключенных к «Спутнику Б-40» и «Спутнику-А», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа.

Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Разработан унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объемное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2,5 до 4%.

Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении и должен пропускать через себя всю жидкую (нефть + вода) продукцию скважины.

Измерение количества газа на всех «Спутниках» проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1 с максимальной относительной погрешностью измерения.

Регистрация расходов газа осуществляется как на интегрирующих счетчиках, так и на самопишущих приборах.

Задачи для самостоятельного решения.

Задача 6. Определить дебит эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма которой в расчетах схематизируется кольцом.

Радиус приведенного контура питания R_о=4490 м; радиусы эксплуатационных рядов: R₁ =2260 м, R₂ =1870 м, R₃ =1550 м. Число скважин в рядах: n₁ = 33, n₂ = 22, n₃ = 9; радиус скважины r_c = 0,1 м; мощность пласта h =6 м; прони­цаемость k = 0,910^-12 м²; вязкость нефти μ_н = 4,5 мПас; давление на контуре области питания р_к = 14 МПа; забойное давление в скважинах р_заб = 7 МПа.

Дебиты эксплуатационных скважин q_i найдем, пользуясь следующей системой уравнений, составленной для трех рядов скважин:

(1)

(2)

(3)

Из уравнения (1) находим

Из уравнения (2) аналогично находим

Из уравнения (3) с учетом найденных соотношений имеем

Или 113,83q₃ = 45,6·10² (м³/сут), откуда q₃ = .? (м³/сут.) , следовательно q₁=.?_, (м³/сут ₎; q₂=?. (м³/сут).

Задача 7. Определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну.

Исходные данные: внутренний диаметр фонтанных труб d = 62 мм (площадь сечения f=0,00302 м²); диаметр обсадной колонны D=127 мм (площадь сечения F=0,0128 м²); глубина скважины Н=1000 м; забойное давление р_з= 10 МПа; температура газа на устье Т=300 К.

Максимальный дебит может быть при критической скорости газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая скорость газа определяется по формуле

где R – универсальная газовая постоянная, равная 51,5.

По формуле находим критическую скорость газа ω_кр.

Максимальный суточный дебит газа при отборе его через фонтанные трубы равен

максимальный суточный дебит газа при отборе его через эксплуатационную колонну

Вопросы для самостоятельного контроля.

1. Какие установки применяют для определения дебита эксплуатационных скважин?

2. Как определяется дебит эксплуатационных скважин нефтяной залежи?

3. Каким прибором определяют объем содержания воды в нефти?

4. Недостатки АГЗУ «Спутник-А» и «Спутник-В».

5. Как определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну?