Как видно из таблицы, высокие значения Р при обработке результатов исследований по зависимости (11) указывают на то, что экспериментальные точки хорошо аппроксимируются прямолинейной зависимостью. Это позволяет рекомендовать зависимость (11) для обработки результатов исследований газовых скважин, подстилаемых водой или нефтью.
Использованная литература
1. Инструкция по комплексному исследованию
газовых и га
зонефтяных пластов и скважин. Под ред.
Г.А.Зотова, З.С.Алиева.
М.: Недра, 1980 г., 301с.
2. Калиновский Ю.В.,
Пономарев А.И. Установившийся со
вместный
приток нефти и газа к скважине. /Доклады международной
конференции "Разработка газоконденсатных месторождений", секция
3 "Разработка
нефтегазоконденсатных месторождений" - Краснодар,
1990, с. 187-192.
3. Васильева А.Б.,
Бутузов В.Ф. Асимптотические разложения
решений сингулярно
возмущенных уравнений. М.: Недра, 1973, 272с.
4. Васильева А.Б.,
Бутузов В.Ф. Асимптотические методы в
теории сингулярных
возмущений. М.: Высшая школа., 1990, 208с.
5. Гребеников Е.А. Метод усреднения в
прикладных задачах.
- М.: Наука, 1986, 256с.
64
© С.И.Райкевич
НЕТРАДИЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН,ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА
УРЕНГОЙСКОМ НГКМ
Райкевич СИ. (НГДУДП "ЯГД")
Определение производительности (дебита нефти и газа) нефтяных и газовых скважин в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является одной из сложных и актуальных задач обеспечения разработки месторождений.
Традиционными средствами определения дебита скважин являются сепарационные измерительные установки с предварительной сепарацией продукции и последующим определением ее количества через замерные установки, ПЗУ типа "СПУТНИК",замерные се-параторы,трапы,мерники и др.
Измерения с их помощью позволяют определить раздельно расход жидкости и газа с достаточной точностью. Но в условиях эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского НГКМ (высокие рабочие давления до 15,0 МПа, высокие газовые факторы добываемой продукции до 2000 м /м , низкие дебиты температуры до -10 С и др.) отечественные серийно выпускаемые замерные установки оказались практически не работоспособны.
Согласно проекту разработки нефтяных залежей Уренгойского ГКМ кусты нефтяных скважин оборудуются замерными сепараторами, рассчитанными на высокие рабочие давления, высокие газовые факторы, в автоматизированном режиме находятся все нефтяные скважины с целью обеспечения еженедельного периодического замера дебита нефти и газа каждой действующей скважины.
Такие дорогостоящие и довольно сложные в эксплуатации стационарные замерные сепараторы установлены на ЗП-4,ЗП~2, но замеры дебита по ним производятся только в ручном режиме. На восьми кустах нефтяных скважин (NN-1,34,36,39,41,42,43,44 ) сепараторы установлены, но они имеют конструктивные недостатки, не доукомплектованы необходимым оборудованием и до сих пор не введены в работу согласно требованиям проекта.
Поэтому замеры дебита нефтяных скважин, оборудованных и необорудованных стационарными сепараторами, производится вы-
65
борочно через более надежный в эксплуатации передвижной замерный сепаратор. Замеры дебитов нефти и газа традиционными способами выполняются крайне недостаточно (около 2% от потребного колич. табл.1), что не отвечает требованиям правил и проектов разработки нефтегазовых месторождений по контролю за работой действующего фонда скважин.
Актуальной является задача создания более простых,надежных и не дорогостоящих средств замера, позволяющих более оперативно определять производительность скважин, в том числе и без предварительной сепарации газожидкостного потока.
С этой целью в Уренгойском НГДУ ведутся работы по двум направлениям:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.