Сравнительная оценка погрешности сепарационного и разностного методов измерения расхода и компонентного состава продукции скважин
Авторы: Чудин В. И., Жиляев О. В., Савленков Ю. Б.
В настоящее время применяются различные схемы измерения расхода и компонентного состава газожидкостного потока. Одна из наиболее распространенных – с использованием сепаратора. При помощи сепаратора газожидкостный поток разделяется на две составляющие – газ и жидкость, но не всегда это разделение проходит идеально.
К факторам, снижающим качество сепарирования, относятся:
- недостаточное время нахождения смеси в сепараторе;
- высокое давление в сепараторе;
- неблагоприятные температурные условия.
Способ снижения пульсаций расхода жидкости в потоке с пробковой структурой движения газожидкостной смеси
Автор: Чудин В. И.
Довольно часто транспортировка по трубопроводу газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, сопровождается пробковой структурой потока, при которой происходит периодическое чередование газовых и жидкостных пробок. Пробковая структура движения смеси вызывает пульсации давления и, соответственно, пульсации расхода жидкости и газа.
Сравнительные испытания СИ «БАРС-1» и кориолисового расходомера для технологического учета дебита нефтяной скважины
Авторы: Габдрахманов Р. А., Кузьмин М. И., Чудин В. И., Жиляев О. В., Чудина О. В.
За последние два года для измерения дебита продукции нефтяных скважин увеличилось число предложений по применению кориолисового расходомера. В тоже время в НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» на протяжении более 4 лет для измерения дебита высоковязкой продукции нефтяной скважины находит успешное применение измерительная система «БАРС-1». В настоящее время на устье нефтяных скважин в НГДУ «Лениногорскнефть» работает около 300 таких систем.
С 10 по 27 декабря 2007 года на скважине № 35534Г (залеж № 301), расположенной на территории обслуживания ЦДНГ № 4 НГДУ «Лениногорскнефть» были проведены срав-нительные испытания измерительной системы «БАРС-1» с кориолисовыми счетчиками-расходомерами типа CMF-100. Показания расхода жидкости, измеренные «БАРС-1» и CMF-100, сравнивались c результатами измерений, выполненными с помощью измери-тельной установки «ОЗНА-МИКРОН».
Исследование способа определения обводненности продукции скважины по пробе, отобранной с полного сечения потока
Авторы: Чудин В. И., Ануфриев В. В., Жиляев О. В., Хакимов Р. А., Шуваева Л. А., Ионов К. Н.
Решение проблемы постоянного контроля за содержанием нефти, воды и газа в составе продукции скважины до сих пор остается очень актуально.
Наличие достоверной информации о содержании нефти и воды в добываемой продукции скважины позволяет судить об эффективности разработки продуктивного пласта и рентабельности эксплуатации скважины, а также принимать своевременно верные решения о начале работ по обработке призабойной зоны пласта скважины, ремонту скважины и производить оценку эффективности применения новых технологий и т. д.
О вариантах решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины
Авторы: Чудин В. И., Ануфриев В. В., Шуваева Л. А., Ахунов P. M., Кочубей М. В.
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.
Особенностью измерения дебита добываемой смеси из нефтяных скважин для целей технологического учета является сложный состав среды и ее значительные изменения во времени: изменения расхода, соотношения фаз, плотности и вязкости. Измеряемая смесь многофазная: жидкость, газ, твердые включения (механические примеси). Механические примеси могут состоять из песка, окалины, парафина и т.д.. Состоит жидкость, как правило, из воды и нефти в различных соотношениях и представляет эмульсию «нефть в воде» или «вода в нефти», причем вязкость такой жидкости так же значительно изменяется, иногда на порядок и более.
Об отборе образцовой пробы из потока продукции скважины
Автор: Чудин В. И.
На нефтяных промыслах определение и прогнозирование содержания доли воды в составе добываемой продукции скважины осуществляют по пробе, отобранной из потока продукции на ее устье. При этом постоянно и закономерно возникают два вопроса. С какой достоверностью состав пробы отображает состав добытой продукции скважины? На какой интервал времени возможен прогноз состава добываемой продукции по составу отобранной пробы?
Для ответа на эти вопросы требуется сравнение состава пробы, по которой делается прогноз, с составом всего объема добытой продукции в интервале времени между отборами проб. Обычно, на практике, отбор проб на устье скважины производится один раз в 7 суток. За это время величина добытого объема продукции скважины может составлять от нескольких десятков до 1000 и более м³ жидкости. Для того, чтобы сравнить состав продукции скважи ны в таком объеме с составом отобранной пробы, необходимо вначале накопить этот объем. Далее произвести полное разделение на воду и нефть, а затем с высокой точностью определить соотношение долей воды и нефти. Практическая реализация этого процесса для отдельной скважины является проблематичной и требует высоких затрат.
В этой работе рассматривается принцип получения образцовой пробы с минимальными затратами.
Оценка погрешности определения доли воды и массы обезвоженной нефти в продукции скважины
Авторы: Чудин В. И., Жиляев О. В.
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. При этом некоторые изготовители таких измерительных комплексов вообще не нормируют погрешность определения доли воды, а другие изготовители указывают пределы относительной погрешности, как правило, одним значением на весь диапазон. В предлагаемых комплексах определение доли воды в продукции скважины достигается двумя способами.
Первый способ – измерение плотности смеси жидкостей (воды и нефти), предварительно отделѐнной от газа, гидростатическим методом. Затем по заранее известным величинам плотностей нефти и воды вычисляют долю воды и нефти в смеси жидкостей. В дальнейшем будем его называть гидростатическим методом.
Второй способ – измерение плотности смеси через отношение измеренной массы и объема. Затем, также как и в первом способе, вычисляют долю воды и нефти в смеси. В дальнейшем будем его называть массово-объемным методом. В этой работе сделана попытка определения величины относительной по-грешности для гидростатического и массово-объѐмного методов.
Схемы автоматического отбора проб сырой нефти из трубопроводов
Автор: Хакимов Р. А.
Основным документом при рассмотрении вопроса о автоматическом отборе проб сырой нефти из трубопроводов, в рамках РФ, является ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.» с изменениями к ГОСТу за №1 введенных 01.01.99 г. В данном ГОСТе заложены необходимый состав оборудования для отбора проб и сама методика отбора. Можно предположить, что данный ГОСТ основополагается на результатах значительных экспериментальных работ, но и в нем просматриваются нерешенные проблемы.
В соответствии с ГОСТом при автоматическом отборе проб из трубопроводов (при неоднородном потоке без перемешивания) должны соблюдаться условия:
- пробоотбор должен производиться из байпасной линии (п.2.13.1.1);
- для забора потока в байпасную линию желательно использовать щелевые пробозаборные трубки как дающие наилучший результат (п.1.5);
- в байпасной и основной линиях трубопровода должна обеспечиваться изокинетичность потока (п.2.13.1.2);
- объединенная проба объемом 3000 см3 должна составляться из не менее чем 300 точечных проб объемом 1…10 см3 (п.2.13.2.1).
Опыт применения счетчика «СКЖ» для измерения расхода высоковязкой нефти
Авторы: Чудин В. И., Савленков Ю. Б.
На территории Татарстана расположены месторождения высоковязких нефтей и битумов, запасы которых, по различным оценкам, достигают от 1,5 до 7 млрд. тонн. В 2006 г. нефтедобывающая компания ОАО «Татнефть» приступила к опытным разработкам месторождений природных битумов на Ашальчинском месторождении, и уже в начале 2007 года добыча битумной нефти превысила 1000 тонн.
Добыча природного битума производится из скважины № 232, имеющей два устья и горизонтальный ствол. Продукция этой скважины – смесь высоковязкой (битумной) нефти с водой и небольшим содержанием газа, нагретая до температуры 100 – 110 °С. Для измерения количества жидкости, поднимаемой из скважины, на каждом из устьев было установлено по два измерительных прибора последовательно.
На одном устье были установлены расходомер Emerson CMF-300 и счетчик ТОР-1-50, а на другом — расходомер Emerson F-200 и счетчик ТОР-1-50. Результаты измерений этих счетчиков сравнивались с показаниями калиброванной емкости, имеющей объем 100 м³. В калиброванную емкость поступала дегазированная продукция скважины.
Учет добываемой жидкости. Состояние и перспективы дальнейшего развития
Автор: Самойлов В. В.
Для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений предусматривается выполнение большого комплекса геофизических, гидродинамических и геохимических исследований. Кроме того, в некоторых нефтяных компаниях, в т. ч. и ОАО «Татнефть», для целей оценки эффективности работы структурных добывающих подразделений производится учет добываемой ими нефти и воды, на так называемых бригадных (или оперативных) узлах учета жидкости. Учет реализации подготовленной товарной нефти производится на коммерческих узлах учета нефти. Коммерческие узлы учета нефти в настоящий момент являются наиболее отработанными измерительными комплексами. Так как измеряемая жидкость имеет более простые и стабильные свойства, то больших проблем в коммерческом учете не возникает.