Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 21

Введение

Одной из важных задач освоения нефтяных оторочек Урен­гойского месторождения является решение проблемы оперативного определения дебита нефтяных скважин.

В настоящее время дебит нефтяных скважин определяется пе­редвижными сепараторами, замерными сепараторами и по КВД (ме­тодика НГДУ).

В 1991 г. началось испытание и внедрение флуктуационных измерительных комплексов на нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ.

Цель данной работы: показать эффективность работы и обос­новать перспективы применения флуктуационного измерительного комплекса (разработка ГАНГ).

Исследования по применению флуктуационного измерительного комплекса (ФК) лабораторией добычи ЦНИПР начались в апреле 1993 г. Всего исследовано пять нефтяных действующих скважин: 20410, 20411, 20413, 20414, 20376 нефтяного промысла N2 третьего опытного участка.

Краткие сведения о флуктуационном измерительном комплексе

Разработанные ГАНГ (Е.Н. Браго, О.В.Ермолкин) приборы пред­назначены для оперативного определения дебита нефтяных скважин по жидкости и газу без сепарации газожидкостной смеси.

Устройство состоит из трех основных модулей: флуктуационный резонатор; скважинный измерительный модуль;

47


блок обработки и отображения информации (вторичный прибор). Схема подключения прибора представлена на рис. 1.

Флуктуационный резонатор крепится с помощью резьбового соединения на шлейфовой (выкидной) линии после штуцера и пред­ставляет собой измерительную камеру в форме стандартного тер­мокармана.

Резонатор преобразовывает флуктуации давления газожидко­стного потока в акустический сигнал, который связан с расходом фаз газожидкостного потока.

Преобразование акустических сигналов в электрические про­изводится с помощью измерительного модуля. Модуль выполнен в форме цилиндра и устанавливается с помощью резьбового соединения на резонаторе.

Вторичный прибор с датчиками подсоединяется кабелем к сква-жинному модулю. Выходной сигнал скважинного модуля по кабельной линии поступает в блок обработки и отображения информации вто­ричного прибора.

Вторичный прибор преобразовывает сигнал по двум измери­тельным каналам. По сигналу первого канала оценивается расход жидкости, а по сигналу второго канала расход газа.

Результаты обработки сигналов по обоим каналам отображаются на вторичном приборе в виде цифровой информации по нефти и по газу отдельно.

Методика проведения исследований

Исследования проводились путем замера кода нефти и газа с периодом осреднения от 30 с до 40 мин с корректировкой интервалов времени замера в каждом конкретном случае. Параллельно замерялись термодинамические параметры: Рбуф., Рзтр., Рл., Li.

Исследования проводились следующим образом:

по скважинам 20410, 20413, 20414, 20376 замеры проведены в течение рабочего дня с фиксацией параметров: код нефти, код газа (с осреднением времени от 30 с до 40 мин), Рбуф., Рзтр., Рл., tn;

по скважинам 20410, 20411 ежедневные замеры в течение 10 дней с охватом двух тепловых обработок (замеры 40-80 мин);

48


ПП\

////////////// //////777/J

'' Нагнетательная

Рис. I. Схема обе


777 неф!


чтпппппш/тли

Выкидная


по скважине 20376 замер до и после тепловой обработки в течение нескольких часов с фиксацией кодов нефти и газа по 30 с.

Анализ материалов исследований

На скважинах 20410, 20413, 20414, 20376 проводились замеры в течение дня с фиксацией параметров по датчику расхода от 30 с до 40 мин. Исследования по скважинам 20410, 20413, 20414 про­водились через два дня после тепловой обработки, до скважине 20376 в день проведения тепловой обработки и скребка.

Результаты замеров приведены на рис. 2-5. По результатам замеров скважин 20413, 20376 (рис.2 и 3) видно, что скважины работают со стабильным дебитом и любые единичные замеры с ин­тервалом времени осреднения 40 мин будут представительными. По скважинам 20410 и 20414 (рис. .4,5) по составляющей дебита нефти в течение дня в замерах с осреднением по 40 мин отклонения дебита нефти значительные. Единичные замеры по таким скважинам с осреднением по 40 мин будут непредставительными. Рекомендуемый интервал замера 120-160 мин.

По составляющей дебита газа отклонения по всем исследованным скважинам незначительные.

49