Публикации

В данной статье приводится объяснение невозможности осуществления корректных измерений высоковязкой сырой нефти при помощи измерительных установок сепарационного типа.

Некорректные измерения дебита нефтяных скважин являются серьезной проблемой для нефтяных компаний. В статье подвергаются анализу причины недостоверности измерения расхода жидкости измерительной установкой «АСМА».

Испытания проводились путем сравнения результатов измерения счетчиков «СКЖ-Т» с установкой измерительной «ЦИКЛОН-120-40» сепарационного типа, имеющей в своем составе кориолисовый расходомер Endress+Hauser Promass 40E.

В настоящей статье представлены результаты исследований метрологических характеристик счетчика «РИНГ» производства ООО НПО «НТЭС» (г. Бугульма).

До настоящего времени остается актуальным решение проблемы определения долевого состава сырой нефти в составе нефтегазоводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины.

Пробоотборник ПОРТ-6-1-А-120-4,0 предназначен для отбора пробы из потока продукции нефтяных скважин, а также из потока жидкости или газожидкостной смеси на узле учета, на устье нефтяной скважины и в составе АГЗУ.

С внедрением в ОАО "Татнефть" новой схемы сбора продукции скважин возникают вопросы об учете. Новая схема сбора продукции скважин предусматривает применение средств измерения дебита продукции на каждой скважине.

В настоящее время применяются различные схемы измерения расхода и компонентного состава газожидкостного потока. Одна из наиболее распространенных – с использованием сепаратора.

Довольно часто транспортировка по трубопроводу газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, сопровождается пробковой структурой потока, при которой происходит периодическое чередование газовых и жидкостных пробок.

За последние два года для измерения дебита продукции нефтяных скважин увеличилось число предложений по применению кориолисового расходомера.

Решение проблемы постоянного контроля за содержанием нефти, воды и газа в составе продукции скважины до сих пор остается очень актуально.

Решение проблемы технологического контроля дебита нефтяной скважины представляет весьма сложную задачу. Для того, чтобы оперативно управлять процессом нефтегазодобычи геологам, разработчикам, технологам и другим специалистам необходимо иметь как можно больше информации о поднимаемой из скважины смеси из нефти, газа и воды.

На нефтяных промыслах определение и прогнозирование содержания доли воды в составе добываемой продукции скважины осуществляют по пробе, отобранной из потока продукции на ее устье.

Для решения проблемы определения долей нефти и воды в продукции скважины нефтедобывающим предприятиям предлагаются различные измерительные комплексы, с помощью которых, если верить рекламе, возможно определение обводненности.

Основным документом при рассмотрении вопроса о автоматическом отборе проб сырой нефти из трубопроводов, в рамках РФ, является ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты.

На территории Татарстана расположены месторождения высоковязких нефтей и битумов, запасы которых, по различным оценкам, достигают от 1,5 до 7 млрд. тонн.

Для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений предусматривается выполнение большого комплекса геофизических, гидродинамических и геохимических исследований.

В настоящее время при учете добываемой нефти необходимо соблюдать требования ГОСТ Р 8.615-2005. Одним из требований этого стандарта является организация учета попутнодобываемого нефтяного газа с погрешностью не хуже ±5%.

Для определения целесообразности решения технической задачи определения объемного расхода попутного нефтяного газа, входящего в состав добываемой продукции нефтяной скважины, необходима метрологическая оценка предлагаемого способа.

Анализатор Дискретный определения долей воды и нефти в пробе, отобранной из потока продукции скважины, разработан для решения проблемы определения содержания воды и нефти в газожидкостном потоке продукции скважины на ее устье или в составе ГЗУ.

Счетчик состоит из камерного преобразователя расхода и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ состоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.

В последнее время часто встречается, особенно в промысловой практике, выражение типа: «определение дебита скважины по динамограмме». Некоторые специалисты начинают трактовать термин «определение», как «измерение» и даже предлагают организовать проведение сертификации «метода измерения дебита жидкости с помощью динамограммы», а также сертификацию динамографа на утверждение типа средства измерения.

Для обеспечения измерения параметров добываемой продукции нефтяной скважины в соответствии с требованиями ГОСТ 8.615-2005 была создана измерительная установка "СПЕКТР".

Решение проблемы технологического контроля за дебитом продукции нефтяной скважины представляет весьма сложную задачу. Идеальный вариант решения проблемы технологического контроля продукции нефтяной скважины – это получение непрерывной информации о количественном составе всех компонентов в составе продукции скважины.