Вопрос 2.1: Значение измерения продукции скважин.
Измерение количества нефти, газа и воды по скважинам.
Тема 2.
Сбора нефти, газа и воды.
Вопрос 1.16: Преимущества и недостатки герметизированных систем
Преимущества:
1. Полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3 % в негерметизированных
системах;
2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;
3. Снижение металлоемкости системы;
4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;
5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти
6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.
Недостатки:
1. Невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам;
2. Увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации;
3. Более тяжелые условия работы насосов по подъему и транспорту нефти;
4. Преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью;
5. При бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти - необходимость увеличен подачи газа в затрубное пространство (на 20 -40 %) для подъема одного и того же количества нефти, если на устье скважин вместо обычных 0,3 - 0,4 МПа поддерживать давление на уровне 1-1,5 МПа.
Измерения продукции отдельных скважин являются важнейшим фактором при анализе разработки нефтяных месторождений и необходимы для установления оптимального режима работы скважин; суммарного учета количества извлекаемых нефти, газа и воды по месторождению в целом; расчета типоразмера и количества необходимого оборудования, монтируемого на установках подготовки нефти; анализа динамики разработки нефтяного месторождения; контроля и регулирования за продвижением водонефтяного и газонефтяного контактов.
Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на темп изменения обводненности нефти и на увеличение газовых факторов по каждой скважине.
Контроль и регулирование за разработкой нефтяного месторождения сводится к изучению скорости продвижения ВНК и ГНК. Скорость продвижения этих контактов зависит от геолого-физической характеристики продуктивных горизонтов, физических свойств пластовых флюидов и темпа отбора жидкости, как по отдельным, так и по всем добывающим скважинам. При большой неоднородности продуктивного горизонта (проницаемости, пористости, водонасыщенности) скорость продвижения на различных участках ВНК и ГНК при разработке может изменяться в широких пределах.
В процессе разработки месторождения работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.
Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.