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 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 V_pr=f(P_c, T_c) (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 P_flHn=f(AM) измерения ДНП производятся по ГОСТ Р 8.601-2003 и осуществляются с применением прибора АЛП-01ДП-01 (Рис. 4). Зависимость P_flm=f(AM) получается с ис­пользованием испарительной камеры ИК-2 (Рис. 7).

Потери нефтяного газа при­нято характеризовать коэф­фициентом его использования

Knc=(Q_ra-QJ/Q_rfl

где: О_гд - количество газа добытого (извлеченного из недр); Q_ra - 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.