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 м3/м3. Если измерять в лабораторных условиях по МИ 2575-2000 с применением прибора АЛП-01ДП, то погрешность измерения не более ±0,1 м3/м3.
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.