Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 30

1.  Для оперативного определения дебита нефтяных скважин
по жидкости и газу без сепарации газожидкостного потока ИТЦ
"ГАНГ-Нефтегазавтоматика" была разработана и введена в 1992
г. система измерения дебита нефтяных скважин с использованием
флуктуационного преобразователя расхода. На основе этого метода
созданы варианты системы измерения дебита для различных условий
эксплуатации. В 1992-1993 гг. произведено более 200 замеров дебита,
которые не нашли достаточного промыслового применения в НГДУ
в связи с недостатком средств тарировки данного способа. Более
подробно об этой работе докладывали авторы в своих докладах,
в том числе и на Научно-технических конференциях, проводимых
ПО Уренгойгазпром в 1991- 1994 гг.

2.  В основном производительность (дебит и газовый фактор)
действующих нефтяных скважин в Уренгойском НГДУ определяются
при замере Рзаб, КВД с помощью способа определения дебита и
газового фактора, предложенного геологической службой НГДУ.

Способ разработан на основании анализа данных исследований скважин после бурения и освоения с замером дебита через передвижной сепаратор и КВД. По начальному участку КВД определяется скорость прироста давления за фиксированный промежуток времени после закрытия скважины на устье по всем скважинам залежи с замеренными дебитами нефти и газа через передвижной замерный сепаратор. Выбирается максимальное значение прироста давления и строится интегральная зависимость этого прироста от замеренного дебита (рис. 1), Затем для определения дебита в процессе эксплуатации при замере Рзаб. регистрируют начальный участок КВД, по которому определяют максимальное значение прироста давления, а по интегральной за­висимости - дебит флюида. Газовый фактор скважины определяется

66

Таблица