Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3352 зарегистрировано
0 сегодня
0 за неделю
1 за месяц
 
  23.07.2018 Главная arrow Библиотека arrow Добыча arrow ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru

ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Версия для печати Отправить на e-mail
Написал Ольга Васильевна Шишотова   
07.09.2004

Мониторинг дебитов попутного газа нефтедобывающих скважин.

Нефтегазодобывающие скважины и система нефтегазосбора.

 

Имеется система добывающих скважин, объединенная общей системой нефтегазосбора. Дебиты жидкости и устьевые давления добывающих скважин, а так же все параметры газожидкостной смеси на центральном пункте сбора (ЦПС) измеряются в автоматическом режиме, дебиты попутного газа добывающих скважин измеряются с помощью передвижной установки (т.н. тест-сепаратора) достаточно редко. Т.о. в интервалах времени между этими замерами дебиты попутного газа являются неопределенным параметром. Используя компьютерную модель данной системы осуществляем следующий алгоритм действий

1. Настраиваем модель системы нефтегазосбор - добывающие скважины на замеренные параметры системы в начальный момент времени (устьевые давления, дебиты жидкости и последние замеры дебитов попутного газа добывающих скважин, показатели добычи нефти, воды и газа на ЦПС), добиваясь, чтобы расчетное устьевое давление в пределах допустимой погрешности совпадало с фактическим. Этим мы значительно увеличиваем точность наших дальнейших расчетов.

2. Заносим в модель новые замеренные дебиты жидкости добывающих скважин в интересующий нас момент времени, оставляя дебиты попутного газа прежними, и рассчитываем систему нефтегазосбора. Полученные новые расчетные устьевые давления сравниваем с фактически замеренными. Несоответствие между последними говорит об изменившемся дебите природного газа.

3. Разбиваем все добывающие скважины на отдельные группы, объединяя их по признаку работы в общие коллектора системы нефтегазосбора. В компьютерной модели перераспределяем попутный газ между этими группами, добиваясь минимального расхождения сумм замеренного и расчетного средневзвешенных значений устьевого давления по группам. При этом суммарная добыча газа по системе должна сохранятся равной фактической. В результате находим истинные суммарные дебиты газа по группам скважин.

4. Повторяем п.3 внутри каждой группы скважин, доходя до отдельных групповых замерных установок, а затем и самих скважин.

В результате получаем истинные дебиты попутного газа по всем скважинам рассматриваемой системы

Результаты испытаний, внедрения:

Технология обеспечивает получение достоверной стабильных результатов.


Добавить в любимые (0) | Просмотров: 22069

  Ваш коментарий будет первым

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 13.09.2005 )
 
< Пред.   След. >
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2018
Go to top