动态监测

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1m3＝6．293 bbl
50％左右为宜， 在测试时应注意控制分离器的液面在 50％左右为宜，以防 止气体进人流量计，造成计量读数不准。 止气体进人流量计，造成计量读数不准。
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2)单井油产量的计算实例 单井油产量的计算实例
例 某井使用测试分离器进行测试，对气液两相进行计量，液 相计量使用涡轮流量计（流量计校正系数1.000），气相使用 孔板流量计，管径142.5mm（5.61in），压差取样口的位置为 法兰压差取样。测试数据如表4—3－2。 解：单井油产量的计算使用公式
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其计量公式如下：
V20 = V标 [1 + B1 (t1 − 20) + B介 (t 2 − t1 ) + B2 (20 − t1 )]
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
式中V20——被检容器在20℃时的容积，L ； V标——标准量器在20℃时的容积，L； B1——标准容器的体积膨胀系数，1/℃； B2——被检容器的体积膨胀系数，1/℃； B介——检定介质在温度由 tl到 t2时的体积膨胀系数，1/℃； t1——检定介质在标准量器中的平均温度，℃； t2——检定介质在被检容器中的平均温度，℃。 几何测量法： 按照容器的几何形状，测量出有关几何参 几何测量法： 数，通过计算求得被检容器容积的方法
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c．新投注、转注水井在注水前必须测静压。 d．注水井每年测一次静压，特殊变化根据需要加密测压。 1.7.3 注水量监测： a．严格执行配注方案，每4～8h观察一次流量计记录情 况，每24h算出全天注水量。无人平台可装自动记录仪 表或遥测仪表。对确无条件录取，至少两天录取一次。 b．日配注大于100m3的井，实际注水量误差不超过±10 ％；日配注小于100m3的井，实际注水量误差不超过5 ％。 C．合注井的日实际注水量应与配注量的误差不超过± 10 ％。 d．分层注水井注水量，限制层的实际日注量上限不能超 过配注量的10％，下限不能低于配注量的30％；加强 层的实际日注水量上限不能超过配注量的30％，下限 不能低于配注量的10％。
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1.5.3 对定点测压井测压要求： a．带电子压力计井： (a) 油井开井前2h读取稳定的井下压力和温度。 (b) 投产后1～2天加密录取压力点，按间隔时间要求连续 录取（第1分钟、第3分钟。第7分钟、第15分钟、第30 分钟读取压力，以后每隔30分钟录取压力）。 (c) 油井正常生产后，每4h录取压力值，求平均值后，报 出当天压力值。 (d) 每年测压力恢复曲线一次。 b．下“Y”接头井： (a) 投产初期按新井投产测试要求进行测压。 (b) 油井投产后，每年测一次井底压力（含流压、压力恢 复及静压梯度测量），如有特殊需要，应另行安排测压。 (c) 观察井： 要求定期测压。
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1.6 油井产液剖面监测 具备产出剖面测井条件的油井，可据需要每年选10％～30％ 的井进行产出剖面测井。 1.7 注水井监测要求 1.7.1 注水井吸水剖面监测： a．注水井（管）每半年测注水指示曲线一次（压力与注水量 关系曲线）。 b．正常分注井，每半年测分层注水量并调配。 c．注水井测指示曲线时，每次不少于5个点，每个点稳定 20min以上。每点压力间隔0.5MPa。 d．具备测试条件的正常注水井每年用井温法测吸水剖面一 次（或用同位素示踪法测吸水剖面）。 1.7.2 注水井压力监测： a．正常注水井，每4～8h观察记录一次油压、套压、泵压、 特殊情况加密。无人平台可装自动记录仪表或遥测仪表。 对确无条件录取，至少两天录取一次。 b．停注井每天录取油、套压一次。
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第二节 油田油气水计量要求 液态烃） 一、 油（液态烃）计量 1、计量目的 、 ①确定油气井工作制度； ②计算全油田油气水的总产量； ③分析油气田开发动态。 2、单井（管）生产计量 、单井（ 计量方法：气液两相分离计量 液相：涡轮流量计 刮板流量计 质量流量计 气相：孔板流量计。
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1)单井油产量的计算 单井油产量的计算 单井油产量的计算（涡轮流量计）使用公式
qo = qc × f c × f w × f m × f t
式中： q0----标准状态下的油体积流量，m3/h； qc——测试状态下的油体积流量，m3/h fm——流量计校正系数； ′ fw——含水校正系数； f w = 1 − f w ft——温度校正系数；由测试时的取样 温度和 15℃时的原油相对密度查表得 到。 fc——压缩系数，由测试分离器的压力 和15℃时的原油相对密度按图4－3—1 12 查得 。
油井动态监测
第一节、 第一节、动态监测标准
1. 主要内容与适用范围 本文规定了已投产油气田的油、气井、注水井及观察井动 态监测资料录取的内容与要求。本文适用于自营海上已投 产油气田的油、气井、注水井及观察井的资料录取，合作 油田参照执行。 2 采油、气井资料录取 1.1 单井生产能力监测 1.1.1 正常油气井至少每5～15天计量一次。 1.1.2 每次计量时间不少于4～8h。 1.1.3 分井、管进行井口产量测试。 1.1.4 油井动态变化大时需加密测试，并延长测试时数。 1.1.5 改变工作制度后及措施前后，无特殊原因，2天内需进 行产量测试。
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1.4.11 砂和沉渣（％）。 1.4.12 电潜泵工作电流、电压、频率，对有条件的电潜泵 井要录取泵吸人口压力。 1.4.13 射流泵井的动力液压力、温度、流量及井口温度。 1.4.14 气举井的井口油嘴尺寸、注气压力、温度、流量、 气举深度、井下气嘴尺寸。 1.4.15 备注（如关井时间及其它重点情况）。 1.4.16 以上资料每天录取，3.4.5至3.4.8项4～8h录取一次， 取平均值。并在采油生产日报上公布。 无人平台可装自动记录或遥测仪表，对确无条件录取，至 少两天录取一次。 1.5 地层压力监测 1.5.1 新投产的和补孔采新层的油、气井在投产前及申请报 废井在封井前必须测得稳定静压。 1.5.2 动态监测方案中定点测压井每半年测静压、静液面一 次，静液面要折算成静压。
4 原油（液态烃）销售计量 原油（液态烃）
商品原油的体积量计量方法： 流量计——动态计量：在原油流动的条件下测得体积量 容 器——静态计量：原油处于静止状态下测得的体积量。 （1）原油的静态计量 ）
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1）静态计量罐 ） 立式金属计量罐 球形金属罐 卧式金属罐 船舱 立式金属计量罐——应用最广泛的容量计量器具 立式金属计量罐 用于：原油和一些重质石油产品计量 立式金属计量罐计量检定的总不确定度如下： ①容量为 100～700m3的计量罐，检定总不确定度 δ = 2 × 10 −3 2容量为 700～100000m3的计量罐，检定总不确定度
δ = 1 × 10 −3
总不确定度——容量表数值与实际值之差。 总不确定度
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立式罐根据其顶部结构可分成以下几种： 浮顶油罐：该罐的罐顶浮在油面上，并随油品的升降上 ① 浮顶油罐 下浮动。在浮顶与罐内壁之间的环形空间有随着浮顶上 下浮动的密封装置。 优点：油品的蒸发损耗小，其受力状况良好。 ②拱顶油罐：该油罐的罐顶为球面 拱顶油罐 优点：施工容易、造价低。 缺点（同浮顶罐相比）：油气损耗大，因中间无支撑， 罐顶的直径受到一定限制。 ③内浮顶油罐——罐的外部为拱顶，内部为浮顶 内浮顶油罐 浮顶可减少油品的蒸发损耗，外部的拱顶可防止雨水、 尘土等进入罐内。
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1）测试状况下的油的流量为： qc =（6729 －6661）/ 6.293 ＝ 10.8 m3／h 2)流量表校正系数： fm＝1.000 含水校正系数：fw＝1- f，w＝1－0.42＝0.58 3)测试时的取样温度 58℃，15℃时的原油相对密度 0.8805 4)温度校正系数 ft = 0.9656 5)压缩系数fc 测试分离器的压力 3.35MPa = 3.35×145 = 485.75 psi, 15℃时的原油相对密度0．8805 查图4－3—l得到压缩系数 fc = 0.380 6)每小时流量
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1.7.4 注水井井口资料录取： 正常注水井，每日记录以下资料： a．井的工作状态； b．水嘴尺寸（mm）； c．工作时数（h）； d．井口注人压力（MPa）； e．注水量（m3/d）； f．套压（ MPa) g．备注（开、关井时间、原因及其他重点情况）。 1.7.5 注人水水质基本要求： a．注水井水质按 SY 5329—88碎屑岩油藏注水水质推荐指 标和分析方法要求。分析密度见表2一附A—1，分项指标 有变化时，应加密取样。 b．当一种水源量不足，需要第二种水源时，应首先进行室 内试验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害才可注人。 c．据油藏特性，各油矿、生产平台可制订水质的实施细则。
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球形金属罐
它的容量一般是50～8000m3，具有占地少、 耐压高、密封性能好等优点，通常用于贮液化 石油气等高压气体。
卧式金属罐
卧式金属罐是水平放置的圆筒形金属罐，筒 体两端的顶是对称的，以弧形顶为多见。 优点：能承受较高正压和负压，有利于减少 优点 油品的蒸发损耗，搬运拆迁都比较方便。 适用范围：多用于小型油库，加油站和油田 适用范围 联合转油站。
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船舱——指油轮和油驳船的装油舱 船舱 原北部湾“南海希望号”油轮和用于销售商用运输的 “金鼎”、“横河”号油轮均属此种类型。 另外还有铁路罐车和汽车罐车等。
2）确定容量的方法——衡量法、 容量比较法 、几何 ） 衡量法、 衡量法 容量比较法、
测量法 衡量法：是先对被测量容器所能容纳的介质质量及其密 衡量法 度测量，然后算出容积的一般方法。一般取水作为介 质。 容量比较法 利用检定介质将高一级标准量器的容量与被检量器的 容量直接进行比较，经过温度修正后得到被检量器的 容量，比较法的计量准确度低于衡量法。
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1.1.6 油井计划关井前，应进行产量测试。 1.1.7 产量测试时应取以下14项数据： 测试井号、测试日期、油嘴、测试经过时间、井 口油压、井口温度、分离器压力、分离器温度、化 验含水及沉渣（BSW）、流体密度、每小时产量、 日产油量、日产气量、气油比。 1.1.8 根据动态需要，按各油矿、区块的生产井数， 完井，开采与计量方式和流程状况规定各油矿、生 产平台的计量细则。 1.2 取油样要求及油井含水监测 1.2.1 对未见水油井及含水稳定井，至少每周井口取 油样一次，作含水率、流体密度及含砂率分析。 1.2.2 新见水油井及含水波动井（含水率波动变化＞5 ％）每天取一次样，作含水率、流体密度及含砂率 分析。
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1.1.4 选25％的油井每年进行常规油、气、水样品的全分析。 对含硫原油要加密取样分析。 1.3.5 对于气藏或凝析气藏选1～2口井每季作井流物组分分 析。如有特殊变化，应随时进行取样分析。 1.4 井口资料录取要求 1.4.1 井的生产状态。 1.4..2 生产方式（如自喷、泵抽、气举）。 1.4.3 油嘴尺寸。 1.4.4 生产时数。 1.4.5 油压（长期关闭井每月录取一次）。 1.4.6 套压。 1.4.7 管汇回压。 1.4.8 井口温度。 1.4.9 流体密度。 1.4.10 含水率（％）。
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1.2.3 有下列情况之一者，必须每天取样： a．关井三天以上再开井生产时。 b．换油嘴开井生产时。 c．油井生产突变时。 d．措施后开井生产时。 取样次数依具体情况而定，至含水稳定为止。 1.3 流体性质监测 1.3.1 每个油气田投产初期应选择井取PVT分析样品，可得 到油田高压物性资料。投产后，有条件的油田选1～2口 井进行PVT取样分析，监测开发过程中流体性质的变化。 1.3.2 定点井在投产初期井口取油样作原油、气、水全分析， 油田进人高含水（含水率＞60％）后，定期取油样作原 油全分析（每个样品取5L作平行分析）。 1.3.3 油井见水后（含水率升至10％～20％左右）取水样， 作水样全分析。
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每天流量：5.67 24＝136 m3／d 经计算单井油产量：5.67 m3／h，136 m3／d。 3)油田外输油计量 油田外输油计量 由外输管线上的流量计得到管线工作压力和温度下 的原油流量，测量外输原油的含水及原油的相对密 度，按单井测量的计算方法，通过上述公式可以计 算出标准状况下的油田外输油量。