- Главная
- Методики измерений
Требования к качеству измерений регламентировано ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа». Для обеспечения требуемой точности и достоверности процесс измерения на замерных установках (ЗУ), работающих на принципе предварительного разделения продукции, должен осуществляться по аттестованным в установленном порядке Методикам, базирующимся по нашему мнению на соблюдении следующих основных положений.
Наличие информации о газовом факторе (ГФ) и количестве добытой нефти за сутки, месяц и т.д. позволяет рассчитывать количество добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) и определять коэффициент его утилизации.
Нефть от отдельных скважин или кустов, как правило, поступает вначале на дожимные насосные станции (ДНС), где производится предварительный сброс воды (если она имеется в свободном состоянии) и газа. Сбрасываемая вода обычно поступает в систему поддержания пластового давления (ППД), а газ на переработку или собственные нужды.
Одной из причин дисбаланса в нефтедобывающем предприятии является низкая достоверность определения массы нефти на лицензионных участках.
Продукция нефтяных скважин, добываемая на лицензионном участке, обычно собирается на дожимных насосных станциях (ДНС), где частично дегазируется, при необходимости предварительно обезвоживается и измеряется. После этого она поступает на установку для подготовки до товарной кондиции.
В настоящее время теряется до 1 % добываемой в стране нефти. Большая часть потерь (до 0,8 %) приходится на потери от испарения. Меньшая часть уносится попутным газом в виде капельной жидкости и пластовой водой в виде частиц нефти.
Принятие экономически целесообразных технических решений по сокращению потерь возможно только при наличии достоверной информации о величине потерь и их распределению по технологической цепочке.
По инициативе НК «ЛУКОЙЛ», в развитие РД 153-39-019-97 разработано МИ 3093-2007 «Нефть. Общие технологические потери на нефтедобывающих предприятиях».