Главная страница
Навигация по странице:

  • ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

  • Отчет по производственной практике Тема: Способы и методы замера дебита скважины

  • Q =

  • Назначение АГЗУ

  • Спутник AM 40-8-400

    		•

    Способы и методы замера дебита скважины. Отчет по ПП. Отчет по производственной практике Тема Способы и методы замера дебита скважины


    Скачать 108.7 Kb.
    НазваниеОтчет по производственной практике Тема Способы и методы замера дебита скважины
    АнкорСпособы и методы замера дебита скважины
    Дата14.02.2021
    Размер108.7 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаОтчет по ПП.docx
    ТипОтчет
    #176276

    МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
    ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

    ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

    «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
    МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ, НЕФТЕГАЗОВОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИМЕНИ Ю.Г.ЭРВЬЕ.


    Отчет по производственной практике

    Тема: Способы и методы замера дебита скважины






    Автор работы: Поспелова Анастасия Обучающийся группы НРт – 17 – (9) – 2

    Профессия: Техник – технолог


    Срок прохождения производственной практики

    С «7» декабря 2020г. по «19» декабря 2020г.

    Дата «__» ____________2020г.

    Оценка:

    Подпись руководителя практики ______________________________________

    Тюмень, 2020

    Оглавление




    Введение 3

    1.Методы замера дебита скважины 4

    1.1 По формуле Дюпюи 4

    1.2 Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 5

    Назначение АГЗУ 6

    Принципиальная схема АГЗУ 8

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ 9

    СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 10


    Введение


    Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного месторождения – стандартный и по Дюпюи.

    Для контроля и регулирования процесса разработки место­рождения важное место имеет систематический замер дебитов нефти и газа.

    При этом особое внимание должно обращаться на измене­ние обводненности добываемой нефти во времени и на увеличе­ние газового фактора по скважинам. Систематический замер дебитов нефти даст большое представление о состоянии залежи, снижении или увеличении Рпл и Рзаб, и вытекающие из этого меры, которые необходимо принять для рациональной разработки ме­сторождения.

    При герметизированной схеме сбора нефти и газа, количе­ство добываемой жидкости (нефти и воды) замеряется на груп­повых замерных установках (ГЗУ) типа «Спутник». Спутники выпускаются нескольких типов: спутник А, Спутник В, Спутник Б-40 и другие.

    Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:

    • Низкодебитные (меньше 20м3/сутки);

    • Среднедебитные (от 20 до 85м3/сутки);

    • Высокодебитные (свыше 85м3/сутки).

    В газовой и нефтедобывающей промышленности эксплуатация малодебитных скважин нерентабельна. Поэтому предварительное прогнозирование их дебита является ключевым фактором, который определяет, будет ли выполнятся бурение новой скважины на разрабатываемой территории.

    1. Методы замера дебита скважины



    1.1 По формуле Дюпюи


    Для расчетов по стандартной формуле –

    Q =

    нужна всего лишь такая информация:

    •  Высота водного столба;

    •  Производительность насоса;

    •  Статический и динамический уровень.

    Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

    Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

    Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.

    Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.

    1.2 Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ)


    ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

     ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками  и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.  

      Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

      ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком  электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

    Назначение АГЗУ

    Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

    В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

    При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

    Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

    • Спутник AM 40-8-400

    • Спутник AM 40-10-400

    • Спутник AM 40-14-400

    • Спутник Б 40-14-400

    Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

    Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

    40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

    8 — количество подключаемых скважин.

    400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

    Принципиальная схема АГЗУ


    Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 (7) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Проходя через счетчик ТОР 1-50, жидкость направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения, который передается по системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50.


    ЗАКЛЮЧЕНИЕ


    Измерение дебита нефти каждой скважины имеет большое значение для ее эксплуатации. При измерении больших дебитов нефти с большим газовым фактором истечение жидкости может сопровождаться пропуском газа через заслонку в сборный коллектор.  

    Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций.  

    Исследование скважины на приток заключается в измерении дебита нефти, воды, газа, количества выносимого песка и соответствующего забойного давления при различных режимах работы.  

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

    Недостатком установки Спутник-В является ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафини-стой нефти, так как отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения вследствие изменения массы измеряемой жидкости. 

    СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ




    1. https://www.ngpedia.ru/id52295p1.html

    2. https://www.tehnik.top/2020/08/blog-post_64.html

    3. https://rengm.ru/rengm/ustroystvo-i-princip-deystviya-agzu-sputnik.html

    4. Василевский В.Н. Оператор по исследованию скважин, 1973

    5. Покрепин Б.В. Оператор по добыче нефти и газа., 2011.

    6. https://nv-rs.ru/metering_units_AGZU/

    7. https://zen.yandex.ru/media/vodasovet/chto-takoe-debit-skvajiny-i-kak-ego-opredelit-5cacec9e7f648c00af198132

    8. https://findpatent.ru/patent/260/2608642.html

    написать администратору сайта