Будь умным!


У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.ru

Методы и средства контроля работы СКН

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2015-07-05


Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

«Технические измерения и приборы»

Методы и средства контроля работы СКН

Вариант № 24

Выполнил: студент гр. БАГ-10-01  __________    И.Г. Нуриев

                                                подпись              

«______»_____________ 2013г.

                                                   дата сдачи на проверку

   Проверил: доцент ________________ М.Ю. Прахова

      подпись

Оценка _________ «______»_____________ 2013г.

                             дата проверки

Уфа 2013

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 3

1. Исследование скважин 5

2. Основные  фильтрационные  параметры  пластов 8

3. Определение  положения  уровня  жидкости  в затрубном пространстве 10

4. Расчет забойного давления в скважине 12

5. Изменение коллекторских свойств  пласта, вязкости и плотности жидкости в зависимости от давления. 16

6. .Измерение температуры 18

7. Определение  фильтрационных  параметров  пласта  в области дренирования скважины методом КВД 21

Сущность  метода  исследований  скважин  при  неустановившихся режимах  заключается  в  изменении  режима  эксплуатации  скважины  и 21

регистрации  изменения  забойного  давления  во  времени.  Уравнение 21

8. Определение расхода 24

9. Измерене уровня и применяемые для этого приборы 27


ВВЕДЕНИЕ

Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей. Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород,  интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Для изучения технического состояния скважины применяются: инклинометрия — определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия — установление изменений диаметра скважин;цементометрия — определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами. Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.

Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных.

Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически.

По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно различны. Очевидно, что более надежна информация по большому количеству точек.

В нефтедобыче необходимо измерять и контролировать

следующие параметры:

-  давление;

-  расход жидкости(нефти, газа, воды);

-  количество(уровень) жидкости(нефти, газа, воды);

-  температуру(как  рабочих  веществ,  так  и  отдельных  частей  и узлов машин и аппаратов);

-  плотность жидкости(нефти, воды);

-  содержание солей, различных мех. примесей и воды в нефти.

  1.  Исследование скважин

Цель  исследования  скважин  заключается  в  определении  ее продутивности,  получении  данных  о  строении  и  свойствах продуктивных  пластов,  оценке  технического  состояния  скважин. Существуют  следующие  методы  исследований  скважин  и  пластов: гидродинамические,  дебитометрические,  термодинамические  и геофизические.

Гидродинамические  исследования.  Гидродинамические методы подразделяются на:

-  исследования  скважин  при  установившихся  отборах(снятие индикаторных диаграмм);

-  исследование  скважин  при  неустановившихся  режимах (снятие КВД и КПД);

-  исследование  скважин  на  взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность  метода  исследованя  на  установившихся  режимах заключается  в  многократном  изменении  режима  работы  скважины  и, после  установления  каждого  режима,  регистрации  дебита  и  забойногодавления.  Коэффициент  продуктивности  скважин  определяют  с помощью уравнения:

, где  Q  – дебит  скважины;  К  –  коэффициент  продуктивности;  Рпл,  Рзаб - пластовое  и  забойное  давления,  соответственно;  n  –  коэффициент, равный  1,  когда  индикаторная  линия  прямая;n<1,  когда  линия выпуклая  относительно  оси  перепада  давления;  n>1,  когда  линия вогнутая относительно оси перепада давления. При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент  проницаемости  ПЗП,  подвижность  нефти  в  ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследоване  скважн  на  неустановившихся  режимах заключается  в  прослеживании  скорости  подъема  уровня  жидкости  в насосной  скважине  после  ее  остановки  и  скорости  восстановления забойного  забойного  давления  после  остановки  фонтанной  скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины,  регистрируя  скорость  падения  давления  на  устье  после  ее остановки(снятие  КПД).  По  полученным  данным  определяют коэффициент  проницаемости  пласта,  подвижность  нефти  в  пласте, гидропроводность  пласта,  пьезопроводность  пласта  в  зоне дренирования  скважины,  а  также  скин-эффект(степень  загрязнения ПЗП).

Исследоване  скважн  на  взаимодействе  заключается  в наблюдении  за  изменениями  уровня  или  давления,  происходящими  в одних  скважинах(реагирующих)  при  изменении  отбора  жидкости  в  других  соседних  скважинах(возмущающих).  По  результатам  этих исследований  определяют  те  же  параметры,  что  и  при  исследовании скважин  на  неустановившихся  режимах.  Отличие  заключается  в  том, что  эти  параметры  характеризуют  область  пласта  в  пределах исследуемых скважин.

Для  измерения  давления  на  забое  скважин  используют абсолютные  и  дифференциальные(регистрируют  приращение отклонения  от  начального  давления)  манометры.  По  принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

-  пружинные,  в  которых  чувствительный  элемент  – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;

-  пружинно-поршневые,  в  которых  измеряемое  давление передается  на  поршень,  соединенный  с  винтовой  цилиндрической пружиной;

-  пневматические,  в  которых  измеряемое  давление уравновешивается  давлением  сжатого  газа,  заполняющего измерительную камеру.

Дебитометрические  исследования.  Сущность  метода исследований  профилей  притока  и  поглощения  заключается  в измерении  расходов  жидкостей  и  газов  по  толщине  пласта. Скважинные  приборы,  предназначенные  для  измерения  притока жидкости  и  газа(дебита)  называются дебитомерами,  а для  измерения поглощения(расхода)  –  расходомерами.  По  принципу  действия скважинные  дистанционные  дебитомеры(ДГД)  и  расходомеры(РГД) бывают:  турбинные,  пружинно-поплавковые  и  с  заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме  своего  основного  назначения,  скважинные  дебитомеры  и расходомеры  используют  и  для  установления  затрубной  циркуляции жидкости,  негерметичности  и  мест  нарушения  эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Термодинамические  исследования.  Термодинамические исследования  основаны  на  сопоставлении  геотермы  и  термограммы действующей  скважины.  Геотерма  снимается  в  простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма  фиксирует  изменение  температуры  в  стволе  скважины. С  помощью  данных  исследований  можно  определить  интервалы поглощающих  и  отдающих пластов,  а  также  использовать  полученные результаты  для:  определения  затрубной  циркуляции;  перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема  цементного  раствора  за  колоннами  после  их цементирования.

Геофизические  исследования.  Геофизические  методы исследования  скважин  включают  в  себя  различные  виды  каротажа электрическими,  магнитными,  радиоактивными  акустическими  и другими  методами  с  целью  определения  характера  нефте-,  газа-  и водонасыщенности  пород,  а  также  некоторые  способы  контроля  за техническим состоянием скважин.


  1.    Основные  фильтрационные  параметры  пластов

  Горное  давлене  –  это  давление,  при  котором  в  глубинных условиях находится коллектор нефти и газа:

где  рп  –  средняя  плотность  вышележащих  горных  пород;  g  -ускорение  свободного  падения;  H  – глубина  залегания  точки  пласта,  в которой определяется давление.

Пластовое  давлене  –  это  давление,  при  котором  находится

пластовая жидкость, 

Забойное  давлене  –  это  давление  в  стволе  скважины  на глубине  ее  забоя(или  на  глубине  расположения  перфорационных отверстий), .

Коэффицент  продуктивности  добывающей  скважины  –  это отношение  ее  дебита  к  перепаду  между  пластовым  и  забойным давлениями, соответствующими этому дебиту:

Коэффицент приемистости нагнетательной скважины:

гдеQв – расход воды, закачиваемый в данную скважину.

Коэффицент гидропроводности пласта:

 

где  k  –  коэффициент  проницаемости  пласта;  h  –  толщина  пласта;  m  - вязкость жидкости.

Подвижность жидкости в пласте: 

Коэффицент  пъезопроводности  пласта  –  характеризует способность  пласта  к  передаче  возмущений(изменений  давления),  вызванных изменением режима эксплуатации. Характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима.

где  m  –  коэффициент  пористости  пласта;  bж–  коэффициент сжимаемости жидкости; bс – коэффициент сжимаемости пласта.

Дебт  гидродинамически  совершенной  скважины(формула Дюпюи)

гдеRк– радиус контура питания; rc – радиус скважины по долоту.

Дебт гидродинамически несовершенной скважины.

Где rcп – приведенный радиус скважины.
Приведенный  радиус  скважины  –  это  радиус  такой воображаемой  совершенной  скважины,  которая  в  аналогичных условиях  дает  такой  же  дебит,  что  и  реальная  несовершенная скважина: 

где  с  =  с1+с2;  с1  –  коэффициент,  учитывающий  несовершенство скважины  по  степени  вскрытия  пласта;  с2  –  коэффициент, учитывающий  несовершенство  скважины  по  характеру  вскрытия пласта.


  1.  Определение  положения  уровня  жидкости  в затрубном пространстве

 Одним  из  методов  исследования  глубинно-насосных  скважин является  эхометрия.  По  результатам  эхометрии  определяется уровень  жидкости  в  затрубном  пространстве  скважины.  Исследование производится  с  помощью  эхолота  –  прибора  для  измерения положения  уровня  жидкости  в  скважине.  В  настоящее  время применяются  различные  типы  эхолотов,  но  принцип  работы  всех приборов  идентичен.  Широкое  применение  нашли  эхолоты  серии «Судос».

Суть  процесса  измерения  -  эхолотирования  заключается  в следующем.  В  трубное  пространство  с  помощью  датчика  импульса звуковой  волны(пороховой  хлопушки)  посылается  звуковой  импульс. Звуковая  волна,  пройдя  по  стволу  скважины,  отражается  от  уровня жидкости,  возвращается  к  устью  скважины  и  улавливается  кварцевым микрофоном.  Микрофон соединен  через  усилитель  с  регистрирующим устройством,  которое  записывает  все  сигналы(исходящий  и отраженный)  на  бумажной  ленте  в  виде  диаграммы.  Лента перемещается  с  помощью  лентопротяжного  механизма  с  постоянной скоростью.

Если  известно  время,  прошедшее  с  момента  посылки  звукового

импульса  в  скважину  до  момента  прихода  отраженного  импульса,  а

также  скорость  распространения  звуковой  волны  в  газовой  среде, уровень жидкости Hу можно определить по формуле:

гдеVз  – скорость распространения звуковой волны;tу  – время пробега волны от устья до уровня и обратно.

Скорость  распространения  звуковой  волны  зависит  от физических  свойств  газа,  заполняющего  скважину,  температуры,  давления  и  т.д.  Поэтому  при  каждом  измерении  ее  определяют косвенным  путем  по  известному  расстоянию  до  какой-либо  точки. Межтрубное  пространство  скважин  с  этой  целью  оснащается специальными  отражателями  звуковых  волн  -  реперами,  расстояние от  которых  до  устья  скважины  известно.  Для  получения  достаточно отчетливого  отраженного  импульса  репер  должен  перекрывать поперечное сечение колонны на 60-70%.

Таким  образом,  если  известно  время  прохождения  звукового импульса  от  устья  скважины  до  репера  и  обратно,  скорость распространения  волны  в  данной  среде  можно  определить  по формуле:

где  Нр  –  известное  расстояние  от  источника  звукового импульса  до репера;tр  –  время  прохождения  звуковой  волны  от  устья  до  репера  и обратно.

Зачастую  для  определения  местоположения  уровня  жидкости применяют  поправочные  коэффициенты,  учитывающие  газовый фактор  и  затрубное  давление  скважины.  Глубина  расположения уровня  жидкости  в  скважине  определяется  путем  умножения поправочного  коэффициента  на  расстояние  между  импульсами  на эхограмме.


  1.  Расчет забойного давления в скважине

Забойное давление в нефтяной артезианской скважине:

где  Ру  –  избыточное  давление  на  устье  скважины;  rж–  плотность жидкости в стволе скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:

где  rж  (H)  –  средневзвешенная  плотность  газожидкостной  смеси  в скважине.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине :

где hст  –  статический  уровень  жидкости  в  скважине(определяется методом эхолотирования)

Забойное давление  в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:  где hдин  –  динамический  уровень  жидкости  в  скважине(определяется методом эхолотирования). Давление на забое простаивающей газовой скважины  

где  z  –  коэффициент  сверхсжимаемости  газа;  Т  –  средняя температура  в  скважине;  r

Г –  средневзвешенная  плотность  газа  в стволе скважины.

Приближенный  расчет  забойного  давления  в  скважине  обычно проводится  путем  пересчета  высоты  столба  динамического (статического)  уровня  жидкости(Ндин)  на  давление.  Для  этого целесообразно принять следующую схему(см. рис. 6.2.1),  при которой  ствол скважины делится на три участка:  1 - от устья до динамического (статического)  уровня  жидкости;  2  –  от  динамического(статического)  уровня  жидкости  до  глубины  спуска  НКТ  или  насоса;  3  –  от  насоса  до забоя скважины.

 

На  первом  участке  находится  свободный  газ,  поэтому  давление столба газа(Р1) у уровня жидкости можно определить по формуле:  где  Рзатр–  давление  газа  в  затрубном  пространстве;  S  –  показатель степени

 

Приняты  следующие  обозначения: rг- относительная(по  воздуху)  плотность  попутного  газа;Zcp-  коэффициент  сжимаемости  газа  при  среднем  давлении;  Тср  – средняя температура  газа,  К;  Ндин  –  динамиский(статический)  уровень жидкости. На  втором  участке  при  длительной  эксплуатации  скважины находится  чистая  нефть.  Потому  давление  у  башмака  НКТ  или  у приема насоса рассчитывают по формуле:

где rн- средняя плотность нефти на участке 2. Величину rн можно приближенно определить, как

 

На  третьем  участке  при  отсутствии  в  работающей  скважине «хвостовика» находится вода. Поэтому вся нефть, которая поступает в скважину  из  пласта  барбатируется  через  этот  слой  воды.  Давление столба жидкости третьего участка приближенно оценивается как

 

Величина  рж рассчитывается по правилу аддитивности

 

Таким  образом,  суммарная  величина  забойного  давления скважины  определится  как  сумма  давлений  всех  интервалов  ствола скважины

 

Приборы для измерения давления

Одним  из  основных  параметров,  характеризующих  работу нефтяных скважин,  насосных  агрегатов,  сепарационных  установок, установок по подготовке нефти, газа и воды является давление.

                                         Манометры

В  нефтедобыче  наиболее  распространены  пружинные манометры,  где  в  качестве  чувствительного  элемента  применяют трубчатые  пружины,  как  одновинтовые,  так  и  многовинтовые, мембраны и сильфоны.

Технические  манометры  имеют  класс  точности  1,5;  2,5;  4,0; контрольные – 0,6; 1,0; образцовые – 0,16; 0,25; 0,4. Верхние  пределы  измерений  манометров  в  зависимости  от  их типов составляют:  0,016; 0,1; 0,16; 0,25;  0,4;  0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10,0; 16,0; 25,0; 40,0; 60,0; 100,0 МПа. Принцип  действия  манометра  основан  на  уравновешивании силы,  возникающей  под  воздействием  измеряемого  давления,  силой упругости, чувствительного элемента прибора.

 

Манометр имеет  резьбовой  штуцер  7  дляподключения,  трубчатую  пружину  5,  соединенную  со  штуцером, стрелку  1  и  кинематический  узел,  состоящий  из  поводка  6,  зубчатого сектора  4  и  зубчатой  шестерни  2,  закрепленной  со  стрелкой,  и противодействующей  спиральной  пружины.  Под  воздействием избыточного  измеряемого  давления  трубчатая  пружина

деформируется(в  пределах  упругих  деформаций),  стремясь распрямиться.  При  этом  свободный  конец  пружины,  перемещаясь совместно  с  поводком  6,  разворачивается.  При  этом  свободный  конец пружины,  перемещаясь  совместно  с  поводком  6,  разворачивает относительно  оси  зубчатый  сектор,  который,  в  свою  очередь,  поворачивает на определенный угол зубчатую шестеренку  2 и стрелку прибора. Трубчатая  пружина  5  в  сечении  имеет  эллипсовидную  или овальную  форму,  которая  под  воздейств ем  измеряемого  давления газа  или  жидкости  стремится  к  окружности.  В  металле  возникают механические  напряжения,  приводящие  к  деформации  пружины,  и сечение трубки будет стремиться к окружности. При  подаче  на  вход  манометра  избыточного  давления  трубка разжимается, а при подаче разряжения – сжимается.

  1.  Изменение коллекторских свойств  пласта, вязкости и плотности жидкости в зависимости от давления.

Отбор жидкости из пласта приводит к падению пластового давления. При этом часть давления, которая раньше воспринималась жидкостью, передается скелету пласта. Это приводит к деформации его, уменьшению поровых каналов и трещин, снижению проницаемости, индикаторные линии получаются выпуклыми к оси дебитов. При нагнетании жидкости в пласт происходит обратный процесс. Этим объясняется выпуклость индикаторных диаграмм к оси давлений по нагнетательным скважинам. Изменение плотности и вязкости также влияет на изменение формы индикаторных линий. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти

в области выше давления насыщения. Однако в пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти за счет растворенного газа. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше20, для Ромашкинского— 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

Упомянутые выше три параметра при увеличении депрессии на пласт способствуют искривлению индикаторных диаграмм к оси дебитов, приводят к снижению коэффициента продуктивности. Остальные параметры вызывают искривление индикаторных диаграмм к оси перепадов давлений. Вогнутые к оси дебитов диаграммы в эксплуатационных скважинах указывает на неустановившийся характер фильтрации. Такие же диаграммы могут быть получены при установившихся режимах, что может быть объяснено подключением в работу дополнительных пропластков. При построении индикаторных диаграмм в координатах дебит-депрессия большое значение имеет правильное определение пластового давления. Какое давление принимать за пластовое и сколько времени нужно,  чтобы давление в остановленной скважине восстановилось до пластового? Темп восстановления давления определяется свойствами коллектора и насыщающей жидкости и изменяется в очень широких пределах от нескольких минут до десятков суток. Чтобы избежать привлечения величины, могущей содержать большие погрешности, практикуют построение диаграмм в координатах забойное давление– дебит. Такой способ построения индикаторных диаграмм позволяет графически найти пластовое давление, как точку пересечения кривой с осью давлений.  Ошибка в определении пластового давления  может быть обнаружена также и при построении индикаторных диаграмм в координатах депрессия-дебит. Если замеренное пластовое давление окажется выше фактического, то индикаторная диаграмма будет располагаться ниже фактической Фактические  точки будут располагаться параллельно прямой. Экстраполяция на начало координат создает видимость выпуклости кривой

к оси депрессии.  Соответственно, если замеренное пластовое давление окажется ниже фактического, то будем иметь кривую3. Перестроение данных в координатах давление − дебит может дать прямую линию.

Целесообразно проводить построения индикаторных диаграмм в координатах забойное давление– дебит для скважин, эксплуатирующих

одним фильтром два и более пластов.


  1.  .Измерение температуры

Знание пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых нефти, газа и воды (при проектировании, осуществлении и анализе разработки пласта), определения режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа и размещения этих залежей в пределах различных структур, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. п.    Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром. Оптоволоконный датчик температуры и давления (Т/Д) компании Weatherford используется для постоянного мониторинга температуры и давления в коллекторе. Датчик может устанавливаться в скважинах любой конфигурации и профиля как над, так и под пакером. Из-за отсутствия электронных компонентов, плат и электрических соединений датчик способен бесперебойно работать при самых высоких температурах, давлении,

вибрациях и предоставлять стабильную и высокоточную информацию о Т/Д на забое.

Применение:

• Внутрискважинный мониторинг температуры и давления

• Сбор данных для определения КВД

• Сбор данных для анализа гидродинамических характеристик пласта и скважины (проницаемость, гидропроводность, скин-фактор и т.д.)

• Вывод скважины на рабочий режим

• Испытание скважин на взаимовлияние и определение связности пласта

• Бесшовная интеграция со всеми оптическими датчиками производства компании Weatherford

• Интеллектуальные скважины


  1.   Определение  фильтрационных  параметров  пласта  в области дренирования скважины методом КВД

Сущность  метода  исследований  скважин  при  неустановившихся режимах  заключается  в  изменении  режима  эксплуатации  скважины  и

регистрации  изменения  забойного  давления  во  времени.  Уравнение

изменения перепада давления во времени имеет вид:

Или

Последовательность обработки результатов исследованй

1.  Спускают  в  скважину  глубинный  дифференциальны манометр.

2. Резко останавливают или пускают скважину в эксплуатацию.

3.  Измеряют  с  помощью  дифференциального  манометр значения забойного давления во времени.

4. Определяют(Рпл – Рзабi) = f (ti).

5. Строят график зависимости DР = f(lnt) (см. рис. 7.6.1).

6. Проводят обработку данных КВД:

-  определяют  гидропроводность  пласта  в  объеме  дренирования скважины:

- определяют подвижность нефти в удаленной зоне пласта:

-  определяют  коэффициент  проницаемости  пласта  в  области дренирования скважины:

- отрезок прямой, отсекаемый на оси "y" при пересечении с прямой линией графика КВД

-  определяют  приведенный  радиус  скважины,  учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины:

-  определяют  коэффициент  пьезопроводности  пласта  в удаленной от скважины части пласта:


  1.   Определение расхода

Измерене расхода жидкости и газа Турбинный  расходомер  жидкости(ТОР  1-50)  в  ГЗУ«Спутник» установлен  ниже  уровня  жидкости  в  технологической  емкости гидроциклонного сепаратора. Расходомеры  ТОР-1  предназначаются  для  измерения  жидкости вязкостью  не  более  80  мПа.с.  Расходомеры  ТОР-1  обеспечивают  как местный  отсчет  показаний,  так  и  передачу  показаний  при  помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры  ТОР-1(рис.7.9.2)  состоят  из  двух  основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания. Турбинный  расходомер  ТОР-1работает  следующим  образом жидкость,  проходя  через  входной патрубок  корпуса  1  и  обтекатель  2 попадает  на  лопатки  крыльчатки  11  и приводит  ее  во  вращение.  После крыльчатки  направление  движения жидкости  экраном  изменяется  на  180° и  она  через  окна  обтекателя  поступает в  выходной  патрубок.  Число  оборотов крыльчатки  прямо  пропорционально количеству  прошедшей  жидкости вращательное  движение  крыльчатки передается  через  понижающий  редуктор  и  магнитную  муфту  на механический  счетчик  со  стрелочной  шкалой(цена  деления  0,005 м3). Одновременно  со  стрелкой  механического  счетчика  вращается находящийся  с  ней  на  одной  оси  диск  9  с  двумя  постоянными

магнитами,  которые,  проходя  мимо  электромагнитного  датчика, замыкают  расположенный  в  нем  магнитоуправляемый  контакт.  Получаемые  при  этом  электрические  сигналы  регистрируются  на блоке  управления  счетчиком,  т.  е.  дублируют  показания  местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон  измерения  колеблется  от  3  до  30  м3/ч.  Паспортная

погрешность  измерения  при  расходе  от  3  до  5  м3/ч—  ±5%,  от  5  до 30 м3/ч—  ±2,5%.  В  реальных  условиях  из-за  плохой  сепарации  эта

погрешность может достигать большой величины. Счетчики воды вихревые ультразвуковые СВУ-25, СВУ-50, СВУ-200  производства ООО«СТК ГЕОСТАР» Предназначены  для  измерения  объема  жидкости,  закачиваемой в нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления на  нефтяных  месторождениях,  а  также  других  высоконапорных

установках.  Измеряемая  среда  -  вода  пресная,  подтоварная,  пластовая  и  их  смеси,  а  также  другие  невзрывоопасные  жидкости. Температура  измеряемой  жидкости  от  4  до  60оС.  Температура окружающего воздуха: для ДРС от  -40 до +50оС, для БПИ-04 от  -10 до+50оС.\


  1.   Измерене уровня и применяемые для этого приборы

По  принципу  действия  приборы  для  измерения  уровня классифицируются как:

- визуальные;

- поплавковые;

- гидростатическе.

Визуальные  уровнемеры  –  стеклянная  трубка  со  шкалой,

закрепленная между двумя штуцерами, соединенными с резервуаром.

Поплавковые  уровнемеры  –  чувствительным  элементом является  поплавок,  плавающий  на  поверхности  жидкости.  С изменением  уровня  изменяется  положение  поплавка,  которое передается  механическим(УДУ  –  10),  электрическим(Сапфир  –  ДУ,  ВК -  1200) или пневматическим(УБ–ПВ) путем на вторичный прибор.  Гидростатическе  уровнемеры  – принцип  действия  основан  на измерении  давления  внутри  жидкости,  определяемого  массой  столба жидкости,  расположенного  между  точкой  измерения  и  поверхностью жидкости в емкости.

  1.  Вывод 

Геофизические  исследования  выполняются  геофизическими  или другими  специализированными  организациями  по  договорам, заключаемым  с  нефтегазодобывающими  предприятиями,  и проводятся в присутствии заказчика.  Комплекс  геофизических  исследований  в  зависимости  от

категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач,

а  также  оформление  заявок  на  проведение  работ,  актов  о  готовности

скважин,  заключения  по  комплексу  исследований  проводится  в

соответствии с договором с сервисной компанией.  Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована  промыслово-геофизическим  предприятием.  Комплексы методов  исследований  уточняют  конкретные  геолого-технические условия эксплуатации ПЗП и скважины.  Геофизическе исследованя в интервале объекта разработки Перед  началом  геофизических  работ  скважину  заполняют жидкостью  необходимой  плотности  до  устья,  а  колонну  шаблонируют до  забоя.  Основная  цель  исследования  —  определение  источников обводнения продукции скважины.  При  выявлении  источников  обводнения  продукции  в действующих  скважинах  исследования  включают  измерения высокочувствительным  термометром,  гидродинамическим  и термокондуктивным  расходомерами,  влагомером,  плотномером,

резистивиметром,  импульсным  генератором  нейтронов.  Комплекс

исследований  

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.  «ОПЕРАТОР ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА», Россохин С.Г., 2002г.  

2. «БОЛЬШАЯ ЭНЦИКЛОПЕДИЯ НЕФТИ ГАЗА». ЭЛЕКТРОННЫЙ РЕСУРС. URL:

    http://www.ngpedia.ru/

3. «ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН». ЭЛЕКТРОННЫЙ РЕСУРС. URL:

    http://judywhiterealestate.com/oil182.htm

4. «ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА». ЭЛЕКТРОННЫЙ РЕСУРС. URL:

    http://www.neftyanik-school.ru/studentam/uchebnye-kursy/course/8/34

5. «ВАТТМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАБОТОЙ СКВАЖИН» Абрамов Г.С., Барычев А.В., Чураков В.В // Нефтегаз. 2003 №3. С. 87 – 89.

6. «МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СБАЛАНСИРОВАННОСТИ СТАНКА-КАЧАЛКИ НА ОСНОВЕ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ» Исаченко И.Н., Гольдштейн Е.И., Налимов Г.П. // Нефтяное хозяйство. 2002 №1. С. 60-68.




1. Реферат- Журнал Телескоп
2. тема медицинской и лекарственной помощи в РФ
3. Установление советской власти и формирование большевистского режима в России
4. СОЦИАЛЬНАЕ АСПЕКТЫ ВАЖНЕЙШИХ НЕИНФЕКЦИОННЫХ ЗАБОЛЕВАНИЙ
5. Экологическая обстановка месторождения Дунга
6. Гоголь Старосветские помещики
7. Лабораторная работа 59 ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТА ХОЛЛА В ПОЛУПРОВОДНИКАХ Цель работы 1 Ознакомиться с эфф
8. Дорогой почему ты всегда ходишь в спортбар один Это несправедливо
9. 126 Д А Смислова ЗНАЧЕННЯ ПЕРЕД ПРОЕКТНОГО ДОСЛІДЖ
10. реферату- Джеймс Фенімор Купер ~ видатний американський письменникРозділ- Література світова Джеймс Фенім
11. Задание- решать задачи путем построения электронной таблицы
12. Паяцам Леонкавалло и арию из Андре Шенье Джордано но организатор слушаний уго ворил его попробовать.
13. Твій Шанс проводиться з метою подальшого розвитку самодіяльного хореографічного та вокального мистецтва.
14. на Б 35 лет имелся перелом верхней челюсти с переходом трещин на крыловидные отростки основной кости
15. Лекция от 13112001 А
16. 49.cpp; ofstrem outfil
17. Тюменский государственный нефтегазовый университет
18. ДУХ КАПИТАЛИЗМА 3.
19. Письма о добром и прекрасном письмо 5е В чем смысл жизни
20. Процессор MS Word