• Главная
  • Методики измерений
  • Методики измерений, применяемые при определении количества нефти, добываемой по лицензионному участку при коммерческом учете

Методики измерений, применяемые при определении количества нефти, добываемой по лицензионному участку при коммерческом учете

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.

 

После ДНС сырая нефть всегда содержит какое-то количество легких углеводородов. При подготовке часть из них, более легких, переходит в газовую фазу и отводится из сепара­торов. Другая часть, менее легких, испаряется в резервуарах.

В соответствии с МИ 2693-2001 «Порядок проведения коммерческого учета сырой неф­ти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения» масса нетто добытой на участ­ке нефти (Мн) определяется путем вычитания из массы измеренной сырой (Мс) нефти, массы содержащихся в ней воды (Wв), хлористых солей (Wxc), мехпримесей (Wмп), свободного газа (Wсг) и легких углеводородов. Последние, как отмечено выше, состоят из растворенного газа (Wрг) и потерь от испарения (Wп).

 

Объем растворенного газа определяется по МИ 2575-2000 при стандартных условиях (Р= 101,3 кПа; T=20°С). Термодинамические условия при подготовке обычно существенно от­личаются от стандартных, в связи с чем, количество фактически выделившегося газа отлича­ется от измеренного по МИ 2575-2000.

Определение фактических потерь (WП) производится на промыслах в лучшем случае один раз в год и величина WП обычно принимается равной норме технологических потерь, ут­вержденных Минэнерго для предприятия на текущий год.

Отмеченное выше обусловливает низкую достоверность коэффициентов, учитывающих снижение массы нефти при ее подготовке за счет выделения легких углеводородов. Это явля­ется одной из основных причин возникновения дисбаланса при внутри промысловом учете нефти, что недопустимо при ведении коммерческого учета на лицензионном участке.

При транспорте и хранении нефти содержание в ней легких углеводородов оценивают по величине давления насыщенных паров (ДНП). Было бы правильнее определять по этому показателю количество легких углеводородов (WРГ+WП) и в сырой нефти.

Измерение фактической массы выделившихся в процессе подготовки легких углеводо­родов может определяться согласно МИ 2795-2003 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения» (РМГ 107-2010), по разности ДНП сырой и товарной нефти.

Использование такого подхода существенно повысит точность, достоверность и опера­тивность определения поправочных коэффициентов и снизит вероятность возникновения дис­баланса при учете нефти.