Мега Дом Энергетический центр
Главная Выбор энергооборудования Пожарная безопасность Реализованные проекты Дипломы - Сертификаты - Благотворительность Контакты
Электростанции, ИБП, Стабилизаторы, Сварочное оборудование
Все прайс-листы по оборудованию
НА СКЛАДЕ
Умный Дом
РАСПРОДАЖА
КАТАЛОГ Электротехнического Оборудования
НАШИ ЗАКАЗЧИКИ
Новости компаний
Новости Энергетики и ГазНефтепрома Татарстана и России
Техническая и Нормативная Документация
ДВИГАТЕЛИ и их характеристики
Правило выбора оборудования
Рекомендации по монтажу Оборудования
Дизель-генератор ИНСТРУКЦИЯ ПО УСТАНОВКЕ
РОССИЙСКИЕ Генераторы - Техническая информация
ИМПОРТНЫЕ Дизельгенераторы - Техническая информация
Переносные, многофункциональные источники питания и пусковые устройства
Генераторы на природном газе (NG)
Когенераторные установки (Мини ТЭЦ)
Трансформаторы
Станки для резки и гибки арматуры
Кабель
Аккумуляторные батареи
Стабилизаторы
Источники Бесперебойного Питания
Кондиционеры
Вентиляция
Обогреватели
Теплоснабжение
Насосы
Компрессора
Электродвигатели
Солнечная энергия
Ветроэнергетика
Сварочное оборудование
Снегоуборочные машины
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
Строительные машины и оборудование
Наши партнеры и представители в Регионах России
Карта сайта

Вакансии
СПРАВОЧНАЯ
Поздравления в адрес ООО "Мега Дом"
Это интересно!
О здоровом образе жизни
Все о дизельных электростанциях
Все о когенерации
Все о ветроэнергетике
Все о бензогенераторах

Обеспечение достоверности контроля количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа


Обеспечение достоверности контроля количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа

и их потерь при нефтедобыче

 

О контроле количества извлекаемой из недр продук­ции.

Требования к качеству контроля продукции по отдельным скважинам и лицензионным участкам регламентированы ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газвг».

В России наибольшее распространение получил сепарационный метод контроля дебитов, при котором продукция скважины перед измерением разделяется на газовую и жид­кую фазы. Точность и достоверность получаемой по этому методу информации часто вызывает сомнения у промысло­виков, что обусловлено, главным образом, низким качеством разделения измеряемой продукции.

Качество разделения, в соответствии с РД 39-0147103-352-89 «Методическое руководство по исследованию сепарационных установок», оценивается содержаниями капельной жидкости в потоке газа, свободного и растворенного газа в потоке нефти.

Наличие капельной жидкости в потоке газа вносит искаже­ние в результаты измерений, получаемых с использовани­ем объемных и массовых счетчиков. Для контроля данного показателя имеется МИ 3270-2010 «Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа», разрабо­танного по инициативе ОАО «Сургутнефтегаз». Измерение выполняется методом фильтрации с применением пробозаборника ИКЖ-3 путем определения массы уловлен­ной фильтром жидкости после истечения через него фикси­рованного количества газа.

Наличие свободного газа в нефти существенно искажает показания массомеров и увеличивает результаты из­мерений объемных счетчиков.

Для контроля данного показателя имеется ряд методик (МИ 2575-2000, МИ 2730-2002, МИ 2777-2002, МИ 3015-2006), которые базируются на применении прибора.

Принцип его действия основан на том, что при сжатии про­бы газожидкостной смеси, после ее перехода из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Диапазон измерения свободного газа от 0,1 до 10 %.

Содержание растворенного газа в нефти практически не влияет на работу счетчиков, но, как правило, способству­ет завышению результатов измерения дебитов по нефти и занижению результатов измерений по газу, в связи с этим, необходимо вводить коррекцию на его содержание в резуль­таты измерений по массе нефти и объему газа.

Измерения растворенного газа могут производиться на потоке по МИ 3035-2007 с применением прибора УОСГ-1РГ. В этом случае погрешность составляет ±0,25 м33. Если измерять в лабораторных условиях по МИ 2575-2000 с применением прибора АЛП-01ДП, то погрешность измерения не более ±0,1 м33.

Следует отметить, что при измерении дебитов осущест­влять постоянный контроль за содержанием растворенного газа с использованием отмеченных выше методик практи­чески невозможно из-за высокой трудоемкости процессов. Для решения данного вопроса разработана методика изме рения «Нефть. Количество газа, выделяющегося при различ­ных давлениях и температурах». Она базируется на приме­нении прибора АЛП-1РГ и позволяет получать зависимость остаточного растворенного газа от давления и температуры сепарации в измерительной установке (ИУ).

Имеющуюся зависимость Vpr=f(Pc, Tc) (Рис. 5) можно вносить в память контроле­ра ИУ и при измерении дебитов скважин производить автоматически коррекцию в показания нефтяных и газо­вых счетчиков на содержа­ние в нефти растворенного газа.

Применение отмеченных технических средств и ме­тодов позволяет существен­но повысить достоверность измерений количества из­влекаемых из недр нефти и нефтяного газа как по от­дельным скважинам, так и лицензионным участкам, обеспечивая тем самым вы­полнение требований ГОСТ Р 8.615-2005.

О контроле потерь нефти и нефтяного газа

В настоящее время теряется до 1 % добываемой в стране нефти. Большая часть (до 80 %) потерь приходится на резервуарные парки, меньшая часть уносится в виде капельной жидкости потоком газа и частиц нефти с пластовой водой.

Принятие экономически целесообразного технического ре­шения по сокращению потерь нефти невозможно при отсутс­твии достоверной информации о их величине.

По инициативе НК «Лукойл» разработана МИ 3093-2007 «Нефть. Общие технологические потери на нефтедобываю­щих предприятиях». Эта методика измерения базируется на применении МИ 2566-99 «Нефть. Потери от испарения в ре­зервуарах», МИ 3270-2010 «Содержание капельной жидкос­ти в потоке природного и попутного газа» и ОСТ 39-133-81.

Метод измерения потерь от испарения (МИ 2566-99) осно­ван на том, что в процессе испарения из нефти преимущест­венно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ее давление насыщенных паров (ДНП) снижается, и заключает­ся в установлении его зависимости от удельной массы (ДМ) выделившихся углеводородов (Рис. 6).

При установлении зависимости PflHn=f(AM) измерения ДНП производятся по ГОСТ Р 8.601-2003 и осуществляются с применением прибора АЛП-01ДП-01 (Рис. 4). Зависимость Pflm=f(AM) получается с ис­пользованием испарительной камеры ИК-2 (Рис. 7).

Потери нефтяного газа при­нято характеризовать коэф­фициентом его использования

Knc=(Qra-QJ/Qrfl

где: Огд - количество газа добытого (извлеченного из недр); Qra - количество газа используемого.


 

Количество используемого газа (QJ измеряется с той или иной достоверностью с применением различных счетчиков, а достоверность измерения извлекаемого газа (газовый фак­тор) очень низкая по отмеченным выше причинам.

Для повышения достоверности определения газового фактора следует обязательно учитывать остаточный рас­творенный газ по упомянутым выше методикам. Это в том случае, если имеются нормально работающие по скважинам измерительные установки. Если они не обеспечивают необ­ходимой достоверности измерения количества извлекаемой нефти, то следует определять газовый фактор. Он может быть измерен непосредственно на скважине. Для этого с использованием прибора УОСГ-СКП (Рис. 3) определяется содержание в газожидкостной смеси свободного газа, а со­держание растворенного газа измеряется по МИ 2575-2000 с применением прибора АЛП-01ДП, либо по МИ 3035-2007 с использованием прибора УОСГ-1РГ (Рис. 3).

Таким образом, повышая достоверность определения величины извлекаемого объема попутного газа, мы можем_повышать достоверность оценки коэффициента его исполь-зования.

 


 

 
Читайте также
  • Разрешение на строительство будет выдаваться в пять раз быстрее...
  • За 10 лет энергоемкость ВРП в Татарстане снижена на 40 %.
  • Экологическое топливо для автомобилей
  • ГЕОСИНТЕТИКИ на страже экологии
  • Котлы-утилизаторы для газотурбинных мини-ТЭС
  • Пора вводить мораторий на изменения в налогах
  • ТАРИФЫ на электрическую энергию по потребителям РТ
  • История Казанских электрических сетей
  • В Татарстане открывается завод электрооборудования
  • СовФед утвердил решение о расширении границ Москвы
  • Биотопливная котельная открыта в Ставропольском крае
  • В Москве начался монтаж солнечной электростанции на здании Департамента топливно-энергетического хозяйства
  • "Миэль" и Росбанк обсуждают мирный договор
  • Роль сверхпроводимости в системе электроснабжения
  • «Черное золото» Татарстана
  • Альтернативное топливо для дизелей Perkins
  • На ГЖД завершается пуск в эксплуатацию дизельных автономных электростанций
  • Нефть дешевеет в ожидании данных по запасам от Минэнерго США
  • Особенности применения систем среднечастотного индукционного нагрева в нефтегазовой промышленности
  • Перевод на газовое топливо инжекторных двигателей семейства ЗМЗ
  • Основные этапы на пути добычи 3-миллиардной тонны нефти в Республике Татарстан
  • Как «настроить» энергосбережение
  • Атомная отрасль может стать лидером
  • Эволюция энергосбережения в строительстве
  • Новые технологии контроля взрывоопасных газов
  • Восстановление герметичности эксплуатационных колонн
  • Обзор технических решений по обеспечению бесперебойного питания счетчиков природного газа.
  • Энергосбережение - путь к успеху!
  • К технологии переработки нефтяных остатков
  • Запасы и месторождения нефти
  • Рейтинговый обзор
  • Состояние котельного парка малой энергетики и пути повышения энергетической эффективности теплоисточников.
  • Наноиндустрия в России - дело не такого уж далекого будущего
  • ОАО «Газпром нефть» -итоги и перспективы
  • Снижение выбросов загрязняющих веществ на факелах
  • В ожидании второй волны
  • История открытия нефтяных месторождений Р еспублики Татарстан
  • Сбербанк достанет клиентов из-под земли
  • ИСТОРИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
  • "Газпром" к 2013 г. увеличит поставки газа в Краснодар
  • Камера сгорания газотурбинного двигателя (ее варианты).
  • ТАРИФЫ на тепловую энергию по потребителям РТ
  • Системы бесперебойного питания компании Filler Power Systems - надежность и безотказность
  • Партнеры компании МегаДом
    420006, Казань, а/я 12
    т/ф: (843) 512-00-89
    kazan@megadomoz.ru