3 Старые методы измерения продукции скважин

При самотечной системе сбора нефти как с индивидуальным, так и с групповым сепарационно-замерным оборудованием про­дукцию скважин измеряют объемным способом операторы, об­служивающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в инди­видуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике (см. рисунок 1). Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже – при помощи водомерного стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически.

На групповых сепарационно-замерных установках количество газа измеряется при помощи стандартных диафрагм и расходоме­ров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора (см. рисунок 2, поз. 9). Количество нефти и воды по скважинам замеряют периодически – от одного раза в сутки до одного раза в три – пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Для определения дебитов скважин по изменению уровней неф­ти и воды в мернике пользуются следующими формулами.

Объем цилиндрического мерника высотой в 1 см равен

Gv = 0,01·(π·d²/4) = 0,00785·d², м³,

где d – внутренний диаметр мерника, м.

Объем нефти, поступившей в мерник, м³,

G_н = 0,01·h_н·(π·d²/4), м³,

Объем воды, поступившей в мерник, м³,

G_в = 0,01·h_в·(π·d²/4), м³,

где h_н, h_в – изменение уровня нефти или воды, м.

Если наполнение мерника продолжалось τ минут, то суточный дебит скважины составит по нефти

G_{V н} = 0,01·h_н·(π·d²/4)·(1440/τ) = 11,3·h_н· d²/τ, м³/сут,

по отделившейся в мернике воде

G_{V в} = 0,01·h_в·(π·d²/4)·(1440/τ) = 11,3·h_в· d²/τ, м³/сут,

где 1440 — число минут в сутках.

Для пересчета объемных единиц в весовые надо пользоваться следующей формулой

G_{М н} = G_V·ρ_н = 11,3·h_н· d²·ρ_н/τ, т/сут.,

где ρ_н – плотность нефти, т/м³.

Чтобы ускорить измерение дебитов скважин по уровню в мер­нике, каждый мерник тарируется и составляется отдельная табли­ца объемов.

Чем меньше диаметр мерника, тем больше точность измерения дебита нефти и воды по скважине, и, наоборот, для мерника боль­шего диаметра (6÷8 м) ошибка в определении высоты уровня может приводить к существенной ошибке дебита скважин.

Если при работе скважин образуется стойкая эмульсия, то со­держание воды в нефти на поверхности определяется аппаратом Дина-Старка (рисунок 9).

Рисунок 9 – Прибор Дина-Старка для определения содержания воды в нефти: 1 – холодильник; 2 – калиброванная ловушка; 3 – колба с навес­кой обводненной нефти

Для этого отобранную пробу об­водненной нефти (100 г) из выкидной линии, мерника или трапа смешивают с растворителем (100 см^3), заливают в колбу аппарата Дина-Старка и нагревают. Растворитель, испаряясь, увлекает с собой содержащуюся в нефти воду. Пары воды, нефти и рас­творителя конденсируются в холодиль­нике, и отогнанная вода оседает на дне приемника – в градуированной ловушке. По количеству воды в при­емнике-ловушке определяют содержа­ние ее в нефти (%) W = (V·ρв/М)·100, где V – объем воды в приемнике-ло­вушке, см^3; M – навеска пробы неф­ти, г; ρв – плотность воды, г/см^3 (обычно определяется ареометром). К существенным недостаткам ста­рого, традиционного способа измере­ния продукции скважин относятся: не­обходимость иметь большой штат замерщиц и периодическое измерение обводненности нефти по скважинам, что не дает четкого представления о темпе обводненности скважин и место­рождения в целом.