Для замера дебитов жидкости скважин в АО «Самаранефтегаз» используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), строительство и обслуживание которых требует больших капитальных вложений. При временной неработоспособности АГЗУ применяются мобильные замерные установки (МЗУ), с помощью которых определяют дебиты жидкости в течение нескольких часов, однако для проведения каждого замера требуются большие операционные затраты. Использование металлоемких и дорогостоящих АГЗУ для замера дебита на современном этапе развития технологий уже не столь перспективно, в то же время применение МЗУ значительно увеличивает себестоимость добычи нефти. Следовательно, разработка и испытание новых технологий замеров дебитов, позволяющих снизить капитальные вложения и операционные затраты, является актуальной задачей. Для решения этой важной задачи необходимо компактное устройство, обеспечивающее возможность инструментальных замеров непосредственно в скважине с получением мгновенных и точных показаний расхода жидкости. Наиболее перспективным направлением является применение погружных расходомеров. Получить мгновенные данные о дебите жидкости скважины можно при помощи устройства, установленного на внутрискважинном оборудовании. Один из способов осуществления таких замеров основан на использовании индивидуальных замерных устройств на базе расходомеров - термоманометрических систем со встроенным узлом учета жидкости.
Специалистами АО «Самаранефтегаз» разработана усовершенствованная термоманометрическая система со встроенным расходомером (ТМСР). В статье рассмотрены конструкция и принцип действия ТМСР. Работоспособность и эффективность ТМСР для определения дебита жидкости в сочетании с различными станциями управления подтверждены данными, полученными на поверочной автоматизированной установке, а также результатами опытно-промышленных испытаний трех установок, спущенных в скважины АО «Самаранефтегаз». Их текущая наработка превысила 150 сут. Данное техническое решение позволило повысить энергоэффективность производства, снизить число отказов и ремонтов глубиннонасосоного оборудования, оптимизировать систему дозирования химических реагентов без существенных дополнительных затрат.
Список литературы
1. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гилаев, С.И. Стрункин, И.Н. Пупченко [и др.]. – Самара: Нефть. Газ. Инновации, 2014. – 528 с.
2. Ивановский В.Н. Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика. – 2014. – № 3. – С. 42–44.
4. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции, система мониторинга рабочих показателей механизированного фонда скважин / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, И.Н. Герасимов, К.И. Клименко // Инженерная практика. – 2014. – № 7. – С. 60–63.
5. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН / С.Д. Шевченко, С.Б. Якимов, В.Н. Ивановский [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 90–91.
