О технологическом контроле за дебитом нефтяных скважин в АО «Татнефть»

Авторы: Жеребцов Е.П., Авраменко А.Н., Самойлов В.В. и Чудин В.И.

Решение проблемы технологического контроля за дебитом продукции нефтяной скважины представляет весьма сложную задачу. Идеальный вариант решения проблемы технологического контроля продукции нефтяной скважины – это получение непрерывной информации о количественном составе всех компонентов в составе продукции скважины, а именно: газе, нефти и воде, а также температуре, давлении, вязкости жидкости и плотности. Средство измерения, позволяющее измерять в потоке водогазонефтяной смеси количественный состав каждого составляющего компонента продукции, а также вязкость, плотность, температуру и давление, представляет сложную измерительную систему. К сожалению, в настоящее время промышленного образца такой измерительной системы не создано. В России и в других странах ведутся лишь опытные работы по созданию такого средства измерения. Поэтому нефтяникам пока предлагаются лишь опытные образцы измерительных систем, в которых информацию о составе в жидкости воды и нефти получают косвенным методом через измерение высоты гидростатического столба жидкости, затем, по этой величине вычисляется плотность жидкости и по заданным константам плотности воды и нефти вычисляется их соотношение. Понятно, что такой метод определения компонентного состава жидкости дает большую ошибку, но он достаточно прост и для реализации этого метода имеются освоенные промышленные образцы таких измерительных систем.