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.

 

Требования к качеству измерений регламентировано ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение ко­личества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа», при этом необходимо учитывать сло­жившуюся в промысловой практике терминологию.

Под дебитом скважины по жидкости понимается поступившая на поверхность в течение суток общая ее масса, «лишенная» растворенного газа.

Под дебитом по нефти понимается поступившая в течение суток общая масса жидкости, «лишенная» воды и растворенного газа.

Под дебитом по газу понимается поступивший в течение суток вместе с нефтью, приве­денный к стандартным условиям, общий объем газа, находящийся как в свободном, так и рас­творенном состоянии.

Газовый фактор есть общий объем газа (при стандартных условиях), извлеченного из пласта вместе с одной тонной нефти.

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.

а) На стенде Государственного центра испытаний средств измерений проводятся испытания, как СИ, только измерительных систем, включающих в себя расходомеры по жидкости и газу, влагомеры и блок обработки информации. В процессе испытаний должны определяться погрешности измерительных систем в зависимости от содержания свободного газа в жидкости и капельной жидкости в газе.

б) Исходя из обеспечения, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005, необходимой точности измерений, на основе результатов стендовых испытаний, устанавливаются требования к качеству разделения про­дукции в сепараторе ЗУ. по максимально допустимым содержаниям свободного газа в жидкости и капельной жидкости в газе.

в) Разработчик ЗУ готовит к аттестации Методику выполнения измерения дебитов скважин, которая базируется на применении, в качестве СИ, испытанной измерительной системы, а в качестве вспомогательного оборудования - сепарационной системы, обеспечивающей, при всех условиях эксплуатации ЗУ, содержание в жидкости свободного газа и капельной жидкости в потоке газа, не превышающими максимально допустимых величин, определенных в процессе испытаний СИ.

В Методике должен быть расписан также механизм определения содержания остающегося в нефти после сепарации растворенного газа и введения коррекции на него в объем выделившегося свободного газа и в массу нефти.

1.1. Контроль мелкодисперсного свободного газа

После сепарации в нефти обязательно остается какое-то количество свободного мелко­дисперсного газа. Его появление может быть спровоцировано также турбулизацией потока, повышением температуры и снижением давления.

Присутствие свободного газа отрицательно сказывается на работе объемных и массовых расходомеров по жидкости.

Погрешность объемных расходомеров находится, принято считать, в пропорциональной зависимости от содержания свободного газа.

Влияние свободного газа на работу массовых расходомеров изучено недостаточно. По­следними исследованиями, на примере массомеров CMF-1000 и ROTOMASS, показано, что при содержании свободного газа 1,3 ÷ 3,5 % величина среднеквадратичного отклонения ре­зультата измерения от истинного может доходить до 24 %.

 

 Рис. 1. Показания счетчика-расходомера «Rotomass» RCCS(T)38 при различных содержаниях свободного газа в нефти

Суть применяемого метода измерения содержания свободного газа в нефти заключается в отборе пробы, сжатии ее и определении уменьшения ее объема. На этом принципе работает прибор УОСГ-100СКП.

Прибор устанавливается на трубопроводе и обеспечивает выполнение операций по отбо­ру пробы с сохранением условий по давлению и температуре, сжатию ее и определению, при этом, изменений объема пробы и давления в ней.

Рис. 2.

Метод реализуется рядом методик:

МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное газосодержание».

МИ 2730-2002 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях».

МИ 2777-2002 «Содержание свободного газа в нефти Харьягинского месторождения компании «Тоталь РРР».

МИ 3015-2006 «Содержание свободного газа в нефти компании «ТНК-ВР».

МИ «Содержание свободного газа в нефти и газожидкостной смеси».

Диапазон измерения свободного газа, об. доли %		0,1... 10
Предел основной абсолютной погрешности в диапазонах, %:		0,1...1 ± 0,05 1...2 ± 0,10 2...10 ± 0,25

На базе МИ 2575-2000 разработаны Рекомендации по межгосударственной стандартиза­ции РМГ 104-2010 «Нефть. Остаточное газосодержание».

1.2. Контроль капельной жидкости в потоке газа

Извлекаемая из пласта нефть содержит попутный газ. При его отделении образуются ка­пли. Уловить их все невозможно. Поэтому газ, выходящий из сепаратора, всегда содержит какое-то количество капельной жидкости. Ее присутствие в газе негативно влияет на работу компрессоров, установок осушки газа, печей и расходомеров.

Влияние капельной жидкости на работу измерительных систем слабо изучено. Ясно, что использование сужающих устройств, осаждающаяся капельная жидкость будут уменьшать проходное сечение и влиять на точностные характеристики измерителя. В кориолисовых массомерах капельная жидкость осаждается в трубках, изменяя их вибрационные и метрологиче­ские характеристики.

В термомассовых расходомерах капельная жидкость осаждается на чувствительных элементах, ухудшая теплосъем и искажая результаты измерений.

Ультразвуковые расходомеры очень чувствительны к форме и качеству поверхности проходных каналов. Капельная жидкость, осаждаясь в каналах, влияет на оба показателя, а, следовательно, на погрешность расходомера.

Суть метода измерения заключается в определении массы капель жидкости, уловленной фильтрующим элементом, при истечении через него фиксированного количества газа, ото­бранного с сохранением имеющихся в потоке термодинамических условий. Технология про­ведения измерения подробно изложена в МИ 3270-2010 «Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа».

Для производства измерения при Р ≤ 1,6 МПа используется пробозаборник ИКЖ-2, а при Р ≤ 4 МПа - пробозаборник ИКЖ-3. 

Рис. 3. Пробозаборник ИКЖ-2

Рис. 4. Пробозаборник ИКЖ-3

Для подключения пробозаборника к технологическому газопроводу должна быть произ­ведена врезка патрубка с фланцем и задвижкой D_y65. Поскольку ход фильтровального узла ограничен, то высота подключения пробозаборника к задвижке должна быть минимальной. При толщине стенки патрубка δ ≤ 8 мм его высота 50-60 мм, а при δ > 8 мм его высота 100-110 мм. При осуществлении врезки в газопровод «холодным» способом, диаметр расточ­ной фрезы должен быть не менее 60 мм. 

Глубина установки наконечника фильтровального узла в трубопроводе определяется по формуле:

где: R_тр. – радиус газопровода.

Содержание капельной жидкости в потоке газа (мг/н.м³) рассчитывают по формуле:

 

где: t_сч – температура газа, проходящего через счетчик, °С;

Р_сч – давление газа, проходящего через счетчик, МПа;

М₀, М₁ – начальная и конечная масса фильтрующего элемента до и после пропускания через него газа, мг;

V_сч, V'_сч – показания счетчика до и после пропускания через него газа, м³.

Содержание капельной жидкости в газе при имеющихся условиях по давлению (Ртр.) и температуре (Т_тр) в трубопроводе определяется по формуле:

 

1.3. Контроль остаточного растворенного газа в нефти при измерении дебитов скважин

При контроле дебитов скважин сепарационным методом, когда термодинамические ус­ловия разделения продукции значительно отличаются от стандартных (Р=101,3 кПа, t=20°C), часть попутного газа, находящаяся в свободном состоянии, отделяется и измеряется счетчи­ком, другая часть остается в нефти. Количество остающегося растворенного газа, в зависимо­сти от условий сепарации и типа нефти, может быть равно нескольким м³ и сотням м³.

Растворенный газ, находясь в нефти, завышает ее количество и не позволяет получать достоверную информацию о величине добываемого попутного газа. В частности, исследова­ния в ОАО «Оренбургнефть» показали, что при среднем газовом факторе по Давыдовскому месторождению (Г_ср=357 м³/т) объемная доля остающегося после сепарации при Р_с=4 МПа газа составляет 38 % от газового фактора, а его массовая доля составляет 26 % от измеренной массы нефти. Поэтому его необходимо контролировать.

Для контроля растворенного газа применяются МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное газо- содержание», базирующаяся на приборе АЛП-01ДП (рис. 5) и МИ 3035-2007 «Остаточное со­держание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», базирующаяся на приборе УОСГ- 1РГ (рис. 6).

Рис. 5. Прибор АЛП-01ДП

Рис. 6. Прибор УОСГ-1РГ

При использовании прибора АЛП-01ДП отобранные пробы необходимо доставлять в лабораторию и исследуя ее получать информацию о количестве газа, выделяющегося из неф- ти при стандартных условиях с точностью ± 0,1 м /м .

При использовании прибора УОСГ-1РГ, измерения производятся на потоке нефти. В ре­зультате получают информацию о количестве растворенного газа, выделяющегося из нефти при давлении, близком к атмосферному, и температуре потока, с погрешностью ± 0,25 м³/м³.

Необходимо отметить и следующий важный момент. По МИ 2575-2000 и МИ 3035-2007 процесс разгазирования при измерении растворенного газа осуществляется в условиях отсутствия в исходном состоянии газовой фазы. В реальных же условиях после ГЗУ процесс разгазирования идет при наличии большого количества свободного газа, поэтому получаемые ре­зультаты часто существенно отличаются от того , что имеется в реальности. При этом работа в целом по этим методикам оказывается весьма трудоемкой.

Для решения стоящей задачи ООО НПЦ «СКПнефть» отработал методику определения содержания остаточного растворенного газа в нефти при различных Р и Т.

Суть методики заключается в отборе проб нефти в сети опорных скважин месторож­дения, получении с помощью измерительной системы (рис. 7) зависимости количества выде­ляющегося газа при различных давлениях и температурах V_Pr= f(P,T) с последующей обра­боткой полученных результатов.

Рис.7. Принципиальная схема измерительной системы

Рис. 8. Зависимости количества выделяющегося газа от давления при различных температурах

Исследования проводятся с использованием прибора АЛП-1РГ (1), термостата (2), прес­са (3) и пробоотборника ИП-3 (Рис. 7).

 

Рис. 9. Прибор АЛП-1РГ

Рис. 10. Пробоотборник ИП-3

Апробация методики проводилась на нефтях Татарстана. Один из полученных результа­тов представлен на Рис. 8.

После обработки результатов исследований получены зависимости количества газа (приведенного к стандартным условиям), выделяющегося из нефти, при различных давлениях и температурах (Рис. 11).

Рис. 11. Зависимость количества выделившегося газа от давления при различных температурах

 

Рис. 12. Пресс гидравлический ПГ-1

В частности, для одного из месторождений Татарстана, зависимость Г_р=f(Р_с, Т_с) имеет следующий вид:

Г_р=(А₁·Р³-В₁·Р²+С₁·Р+D₁)·Т+ А₂·Р³-В₂·Р²+С₂·Р+D₂ 

где: Р_с, Т_с - давление и температура сепарации в замерной установке;

А₁, А₂, В₁, В₂, С₁, С₂, D₁, D₂ - коэффициенты, характеризующие состав и свойства нефти.

В контроллер измерительной установки может быть введена зависимость r_p=f(P_c, Т_с) или же ее табличный вариант.

Наличие такой зависимости в памяти контроллера измерительной установки позволит получать текущую информацию об объеме добываемого попутного газа, а также, имея ин­формацию о его плотности, вводить автоматически коррекцию в массу измеренной нефти.

Методика в принципе готова к аттестации, но необходимо определиться с диапазоном измерения и максимальным давлением сепарации. Исходя из этого, должен применяться, со­ответствующим образом настроенный, прибор АЛП-1РГ и определены пределы допустимой погрешности измерения.

• < Назад