Измерение показателей продукции нефтяных скважин с применением мобильной передвижной установки БИПС
Исаев А.А.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
Разработанная в ООО УК «Шешмаойл» аттестованная установка БИПС позволяет измерять массу и массовый расход брутто нефти в диапазоне измерений
от 0,04 т/ч (1 т/сут) до 4,1665 т/ч (100 т/сут), массу и массовый расход нетто нефти, объем и объемный расход попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям в диапазоне измерений от 12,5 м³/ч (300 м³/сут) до 208,3 м³/ч (5 000 м³3/сут) при содержании попутного нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях
не более 50 м³/т. Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей. Представлена обработка
результатов измерений.
от 0,04 т/ч (1 т/сут) до 4,1665 т/ч (100 т/сут), массу и массовый расход нетто нефти, объем и объемный расход попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям в диапазоне измерений от 12,5 м³/ч (300 м³/сут) до 208,3 м³/ч (5 000 м³3/сут) при содержании попутного нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях
не более 50 м³/т. Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей. Представлена обработка
результатов измерений.
Для измерений массового дебита сырой нефти и объема нерастворенного газа продукции скважины в ООО УК «Шешмаойл» разработана и внедрена передвижная установка по замеру газового фактора типа УЗГФ-1-4,0, которая установлена на полуприцепе [1, 2]. С целью снижения транспортных затрат перед специалистами ООО УК «Шешмаойл» была поставлена задача разработать мобильную передвижную установку, размещаемую на шасси автомобиля типа УАЗ.
В 2019 г. был создан и аттестован блок измерения продукции скважин «БИПС 1-4,0-40» [3, 4].
БИПС почти в три раза меньше УЗГФ по габаритным показателям, в результате чего БИПС используется на шасси УАЗ (рис. 1).
В 2019 г. был создан и аттестован блок измерения продукции скважин «БИПС 1-4,0-40» [3, 4].
БИПС почти в три раза меньше УЗГФ по габаритным показателям, в результате чего БИПС используется на шасси УАЗ (рис. 1).
Рис. 1. Проведение замеров при помощи БИПС
Установка измерительная «БИПС 1-4,0-40» предназначена для измерений среднесуточного массового расхода жидкости, среднесуточного массового расхода нефти, среднесуточного массового расхода попутно-добываемой воды, среднесуточного объемного расхода газа, остаточного количества растворенного газа в единице массы нефти при давлении в выкидном коллекторе скважины, добываемых из нефтяной скважины. Основными элементами БИПС (рис. 2) являются измерительная емкость (1) с датчиками давления (2) и температуры, гидростатический уровнемер, электромагнитные клапаны (3), входной (4) и выходной (5) патрубки, а также система сбора и обработки информации (6), которая позволяет использовать данные по содержанию растворенного газа в сырой нефти.
Рис. 2. Установка БИПС
Погрешности определения измеряемых при помощи БИПС величин не превышают норм (табл. 1)
и идентичны значениям установки УЗГФ. В БИПС максимально возможная замеряемая вязкость составляет 1 000 мПа×с, тогда как в УЗГФ ограничение по вязкости составляет 200 мПа×с.
и идентичны значениям установки УЗГФ. В БИПС максимально возможная замеряемая вязкость составляет 1 000 мПа×с, тогда как в УЗГФ ограничение по вязкости составляет 200 мПа×с.
Табл. 1. Значения пределов допускаемой относительной погрешности измеряемых величи
С целью определения относительной погрешности измерений массового расхода жидкости и масла, а также расхода воздуха были проведены исследования (рис. 3), всего проведено 47 измерений.
Рис. 3. Проведение исследований погрешностей на установке БИПС
Расходы жидкости, масла, воздуха измерялись в многофазном потоке при давлении в среднем 0,137 МПа, при этом обводненность жидкости менялась в зависимости от дня
исследований (табл. 2).
исследований (табл. 2).
Табл. 2. Осредненные значения исследований
Диапазон расхода воздуха довольно значительный — от 3 до 100 м³/ч, что обусловлено различными возможными газовыми факторами на скважинах, т.е. данными исследованиями было обеспечено создание искусственного газового фактора. Максимально полученный газовый фактор на масле составил 427,74 м³/т.
Проведенные исследования позволили определить относительные погрешности измерений, которые составили в среднем:
Проведенные исследования позволили определить относительные погрешности измерений, которые составили в среднем:
- массовый расход жидкости -0,03 %, при этом диапазон расхода составляет от -1,21 до +1,82 % (рис. 4);
Рис. 4. Измерения массового расхода жидкости
- массовый расход масла -0,02 %, при этом диапазон расхода составляет от 0,05 до 3,52 % (рис. 5);
Рис. 5. Измерения массового расхода масла
- объемный расход воздуха в стандартных условиях -0,93 %, при этом диапазон расхода составляет от -1,71 до 3,52 % (рис. 6).
Рис. 6. Измерения объемного расхода воздуха
Метод измерений установкой БИПС основан на накоплении водогазонефтяной смеси (ВГНС) в калиброванной измерительной емкости-сепараторе, разделении ВГНС на водонефтяную смесь (ВНС) и попутный нефтяной газ, измерении перепада давления в емкости на калиброванном участке и времени вытеснения жидкости из емкости газом, измерении времени заполнения емкости и вычислении количества отделенного газа и количества жидкости.
Выполнение измерений при помощи БИПС проводят следующим образом. ВГНС через входную линию DN 50 (рис. 7) поступает и накапливается в емкости-сепараторе. В процессе измерения заполняется емкость-сепаратор с датчиками температуры ТТ и давления РТ. ВГНС разделяется на водонефтяную смесь и попутный нефтяной газ. Электромагнитный клапан К-1 при этом закрыт, клапан газовой линии ЭК-2 открыт, и попутный газ свободно поступает в выходную линию. Время заполнения емкости от нижней точки, соответствующей минимальному заданному перепаду, давления до точки, соответствующей заданному максимальному перепаду, давления фиксируется контроллером Segnetics SMH4 (контроллер). По достижении заданного перепада давления клапан К-1 открывается, начинается слив жидкости из емкости по линии DN 50, клапан К-2 при этом закрывается, не позволяя газу выйти из емкости. При сливе жидкости отбирается проба в количестве 0,5…1 дм³ для измерения объемной доли воды в водонефтяной смеси лабораторным методом. Время слива жидкости фиксируется таймером контроллера. При достижении заданного перепада давления считается, что слив окончен. Таймером контроллера измеряют время опорожнения сепаратора и вычисляют массовый расход жидкой фазы водонефтяной смеси и объемный расход газа. Прибором УОСГ-1РГ, подключенным на байпасе выходной задвижки, линии выхода ВГНС, измеряется количество растворенного газа на единицу объема водонефтяной смеси. На линии выхода ВГНС установлены редукционный клапан и манометр PG. На байпасной линии, расположенной перед кранами К-1 и К-2, установлен датчик перепада давления РОТ.
Выполнение измерений при помощи БИПС проводят следующим образом. ВГНС через входную линию DN 50 (рис. 7) поступает и накапливается в емкости-сепараторе. В процессе измерения заполняется емкость-сепаратор с датчиками температуры ТТ и давления РТ. ВГНС разделяется на водонефтяную смесь и попутный нефтяной газ. Электромагнитный клапан К-1 при этом закрыт, клапан газовой линии ЭК-2 открыт, и попутный газ свободно поступает в выходную линию. Время заполнения емкости от нижней точки, соответствующей минимальному заданному перепаду, давления до точки, соответствующей заданному максимальному перепаду, давления фиксируется контроллером Segnetics SMH4 (контроллер). По достижении заданного перепада давления клапан К-1 открывается, начинается слив жидкости из емкости по линии DN 50, клапан К-2 при этом закрывается, не позволяя газу выйти из емкости. При сливе жидкости отбирается проба в количестве 0,5…1 дм³ для измерения объемной доли воды в водонефтяной смеси лабораторным методом. Время слива жидкости фиксируется таймером контроллера. При достижении заданного перепада давления считается, что слив окончен. Таймером контроллера измеряют время опорожнения сепаратора и вычисляют массовый расход жидкой фазы водонефтяной смеси и объемный расход газа. Прибором УОСГ-1РГ, подключенным на байпасе выходной задвижки, линии выхода ВГНС, измеряется количество растворенного газа на единицу объема водонефтяной смеси. На линии выхода ВГНС установлены редукционный клапан и манометр PG. На байпасной линии, расположенной перед кранами К-1 и К-2, установлен датчик перепада давления РОТ.
Рис. 7. Гидравлическая схема установки БИПС
Для замеров при помощи БИПС имеется несколько вариантов подсоединения БИПС к манифольду. На рисунке 8 приведена принципиальная схема применяемой типовой обвязки манифольдной линии скважины с установленным массовым счетчиком СКЖ. По данной схеме жидкость из скважины (1) при закрытой задвижке (9) поступает в СКЖ (8) и обратно в манифольд по патрубкам (4), через открытые задвижки (5) и гусаки (6); далее — через обратный клапан (13), коллекторную задвижку (14) в линию сбора продукции скважин (15).
Рис. 8. Схема обвязки манифольдной линии скважины:
1 — скважина; 2 — вентиль угловой; 3 — БРС; 4 — патрубки отводные; 5 и 9 — задвижки;
6 — гусак; 7 — быстроразъемные хомутовые соединения; 8 — СКЖ; 10 — манифольд; 11 — манометр;
12 — пробоотборник; 13 — клапан обратный; 14 — коллекторная задвижка; 15 — линия сбора продукции
1 — скважина; 2 — вентиль угловой; 3 — БРС; 4 — патрубки отводные; 5 и 9 — задвижки;
6 — гусак; 7 — быстроразъемные хомутовые соединения; 8 — СКЖ; 10 — манифольд; 11 — манометр;
12 — пробоотборник; 13 — клапан обратный; 14 — коллекторная задвижка; 15 — линия сбора продукции
На рисунке 9 представлен вариант принципиальной схемы подключения БИПС к обвязке манифольдной линии скважины без демонтажа массового счетчика СКЖ при врезке двух дополнительных патрубков с быстроразъемными хомутовыми соединениями или БРС с заглушками (16). По данной схеме жидкость из скважины (1) при закрытых задвижках (9 и 5) поступает в БИПС (19) и обратно в манифольд по патрубкам (16) и присоединительным рукавам высокого давления (РВД) (17 и 18), оборудованным хомутовыми соединениями или БРС, а затем в манифольд (10), минуя СКЖ (8); далее через обратный клапан (13), коллекторную задвижку (14) — в линию сбора продукции скважин (15).
Данная схема (рис. 9) позволяет при подсоединении БИПС не производить демонтаж СКЖ, оперативно подключиться, остановив скважину на максимально короткое время, необходимое для:
В данном варианте присоединительных узлов БИПС предпочтительнее применение соединений БРС.
Реализация потребует, как минимум изготовления двух присоединительных патрубков с БРС и заглушек к ним, монтажа их на манифольдной линии.
По схеме возможен вариант подключения БИПС без остановки работы скважины при установке на патрубки (16) до БРС запорной арматуры, что значительно облегчит и ускорит монтаж БИПС.
Данная схема (рис. 9) позволяет при подсоединении БИПС не производить демонтаж СКЖ, оперативно подключиться, остановив скважину на максимально короткое время, необходимое для:
- закрытия углового вентиля (2), задвижки (5) и коллекторной задвижки (14);
- сброса давления в манифольде (10) через пробоотборник (12) при закрытой задвижке (9);
- закрытия подключения БИПС (19) через РВД (17 и 18) с хомутовыми соединениями или БРС;
- открытия коллекторной задвижки (14) и запуска скважины в работу при закрытой задвижке (9).
В данном варианте присоединительных узлов БИПС предпочтительнее применение соединений БРС.
Реализация потребует, как минимум изготовления двух присоединительных патрубков с БРС и заглушек к ним, монтажа их на манифольдной линии.
По схеме возможен вариант подключения БИПС без остановки работы скважины при установке на патрубки (16) до БРС запорной арматуры, что значительно облегчит и ускорит монтаж БИПС.
Рис. 9. Принципиальная схема подключения БИПС к обвязке скважины: 16 — патрубки с быстроразъемными хомутовыми соединениями или БРС с заглушками; 17, 18 — РВД с хомутовыми соединениями или БРС; 19 — БИПС
На рисунке 10 представлен вариант схемы подключения БИПС к обвязке манифольдной линии скважины без демонтажа массового счетчика СКЖ при врезке на манифольде дополнительно двух фланцев и монтажа вставного патрубка-катушки с ответными фланцами (16) — показан на схеме отдельно. Остальные элементы схемы соответствуют описанию рисунка 8.
Подключение БИПС производится без демонтажа СКЖ после остановки скважины. После закрытия задвижки (5) и коллекторной задвижки (14) необходимо сбросить давление в манифольде (10) через пробоотборник (12) при закрытой задвижке (9). Далее демонтировать вставной патрубок-катушку (16) — открутить 16 болтов (шпилек), по 8 шт. на каждом фланцевом соединении — и подключить БИПС (19) через РВД (17 и 18) с фланцами. После соединения фланцев открыть задвижку (9) и коллекторную задвижку (14), запустить скважину в работу. По окончании проведения замеров скважину останавливают и проводят аналогичные работы для демонтажа БИПС (19) и монтажа патрубка-катушки (16).
Реализация по данному варианту (рис. 10) потребует изготовления четырех фланцев с приваркой их на патрубок-катушку, манифольдной линии и последующим монтажом патрубка-катушки. Кроме того, необходимо изготовить ответные фланцевые соединения для РВД и их заделку при отсутствии таковых на РВД. Присоединение БИПС по данной схеме, по сравнению со схемой (рис. 9), увеличит время монтажа, простоя скважины и трудозатраты, а также усложнит процесс монтажа.
Подключение БИПС производится без демонтажа СКЖ после остановки скважины. После закрытия задвижки (5) и коллекторной задвижки (14) необходимо сбросить давление в манифольде (10) через пробоотборник (12) при закрытой задвижке (9). Далее демонтировать вставной патрубок-катушку (16) — открутить 16 болтов (шпилек), по 8 шт. на каждом фланцевом соединении — и подключить БИПС (19) через РВД (17 и 18) с фланцами. После соединения фланцев открыть задвижку (9) и коллекторную задвижку (14), запустить скважину в работу. По окончании проведения замеров скважину останавливают и проводят аналогичные работы для демонтажа БИПС (19) и монтажа патрубка-катушки (16).
Реализация по данному варианту (рис. 10) потребует изготовления четырех фланцев с приваркой их на патрубок-катушку, манифольдной линии и последующим монтажом патрубка-катушки. Кроме того, необходимо изготовить ответные фланцевые соединения для РВД и их заделку при отсутствии таковых на РВД. Присоединение БИПС по данной схеме, по сравнению со схемой (рис. 9), увеличит время монтажа, простоя скважины и трудозатраты, а также усложнит процесс монтажа.
Рис. 10. Вариант подсоединения БИПС к манифольду
На рисунке 11 приведен вариант схемы подключения БИПС к обвязке манифоль-
дной линии скважины с демонтажем СКЖ и присоединением БИПС (8) к гусакам (6) через РВД (9 и 10) с хомутовыми соединениями типа СКЖ.
дной линии скважины с демонтажем СКЖ и присоединением БИПС (8) к гусакам (6) через РВД (9 и 10) с хомутовыми соединениями типа СКЖ.
Рис. 11. Вариант подсоединения БИПС к манифольду
Подключение БИПС по данному варианту производится с демонтажем СКЖ и остановкой скважины на время, необходимое для закрытия углового вентиля (2), коллекторной задвижки (16), сброса давления в манифольде (11) через пробоотборник (14) при закрытой задвижке (9), закрытия задвижки (5), демонтажа быстроразъемных хомутовых соединений с СКЖ, подключения БИПС (8) через РВД (9 и 10) с хомутовыми соединениями, открытием коллекторной задвижки (17), задвижек (5) и запуска скважины при закрытой задвижке (9). По окончании проведения замеров проводится демонтаж БИПС и монтаж СКЖ. Реализация данного варианта подключения БИПС потребует изготовления, при отсутствии таковых, ответных быстроразъемных хомутовых соединений для РВД и их заделку. Хомутовые соединения счетчиков СКЖ состоят из двух плоских фланцев с резиновым кольцом, наружная часть имеет конусность (около 2˚), и зажимаются конусными поверхностями двух полухомутов при помощи всего двух болтов. Кроме того, пропадает необходимость изготовления дополнительных переходных узлов к имеющейся арматуре обвязки скважин. Демонтаж и монтаж СКЖ сложен и травмоопасен ввиду его значительного веса, высокой вероятности среза уплотнительного резинового кольца быстроразъемных хомутовых соединений. Присоединение БИПС по данной схеме, по сравнению со схемой (рис. 9), усложнит и увеличит время монтажа, простоя скважины и трудозатраты.
На рисунке 12 приведена схема подключения БИПС (8) к обвязке манифольдной линии скважины с демонтажем счетчика СКЖ совместно с гусаками (поз. 6 на рис. 8–11) и присоединением БИПС (8) к задвижкам (5) через РВД (6 и 7) с фланцевыми соединениями.
На рисунке 12 приведена схема подключения БИПС (8) к обвязке манифольдной линии скважины с демонтажем счетчика СКЖ совместно с гусаками (поз. 6 на рис. 8–11) и присоединением БИПС (8) к задвижкам (5) через РВД (6 и 7) с фланцевыми соединениями.
Рис. 12. Схема подключения БИПС к манифольду с демонтажем счетчика СКЖ
При подключении БИПС (рис. 12) после остановки скважины производится демонтаж СКЖ, закрываются угловой вентиль (2) и коллекторная задвижка (14). Затем проводится сбрасывание давления в манифольде (10) через пробоотборник (12) при закрытых задвижках (9 и 5). После демонтажа гусака с СКЖ от фланцевых соединений задвижки (5) и подключения БИПС (8) через РВД (6 и 7) с фланцами, а также открытия коллекторной задвижки (14) скважина запускается в работу при закрытой задвижке (9). По окончании проведения замеров проводятся операции демонтажа БИПС (8) и монтажа СКЖ. Реализация данного варианта потребует изготовления, при отсутствии таковых, ответных фланцевых соединений для РВД и их заделку. По данной схеме пропадает необходимость затрат на изготовление дополнительных переходных узлов к имеющейся арматуре обвязки скважин.
Демонтаж и монтаж СКЖ сложен и травмоопасен ввиду его значительного веса, демонтажа фланцевых соединений задвижки (5) с гусаками и СКЖ, подключения БИПС через монтаж фланцев РВД (6 и 7). Присоединение БИПС по данной схеме, по сравнению со схемой 2 (рис. 9), усложнит трудозатраты и увеличит время монтажа, простоя скважины.
Исходя из вышеизложенного, оптимальным вариантом является подключение БИПС по схеме 2 (рис. 9) и схеме 4 (рис. 12). Подключение БИПС без демонтажа СКЖ по схеме 2 потребует изготовления двух патрубков с резьбой под БРС, приобретение двух комплектов БРС, монтажа на манифольдной линии. Подключение БИПС по схеме 4 с демонтажем счетчика СКЖ потребует изготовления, при отсутствии таковых, ответных фланцевых соединений для двух РВД для подключения установки БИПС и их заделку.
Для обеспечения минимального времени монтажа и простоя скважины, снижения трудозатрат и травмоопасности, а также облегчения и оптимизации демонтажа/монтажа СКЖ при подключении установки БИПС наиболее предпочтительным вариантом является монтаж на установке БИПС манипулятора.
Демонтаж и монтаж СКЖ сложен и травмоопасен ввиду его значительного веса, демонтажа фланцевых соединений задвижки (5) с гусаками и СКЖ, подключения БИПС через монтаж фланцев РВД (6 и 7). Присоединение БИПС по данной схеме, по сравнению со схемой 2 (рис. 9), усложнит трудозатраты и увеличит время монтажа, простоя скважины.
Исходя из вышеизложенного, оптимальным вариантом является подключение БИПС по схеме 2 (рис. 9) и схеме 4 (рис. 12). Подключение БИПС без демонтажа СКЖ по схеме 2 потребует изготовления двух патрубков с резьбой под БРС, приобретение двух комплектов БРС, монтажа на манифольдной линии. Подключение БИПС по схеме 4 с демонтажем счетчика СКЖ потребует изготовления, при отсутствии таковых, ответных фланцевых соединений для двух РВД для подключения установки БИПС и их заделку.
Для обеспечения минимального времени монтажа и простоя скважины, снижения трудозатрат и травмоопасности, а также облегчения и оптимизации демонтажа/монтажа СКЖ при подключении установки БИПС наиболее предпочтительным вариантом является монтаж на установке БИПС манипулятора.
Обработка результатов измерений
1. Вычисляют плотность водонефтяной смеси в рабочих условиях, кг/м³, по формуле [5]:
где W — объемная доля пластовой воды, измеренная по лабораторной аттестованной методике измерений в отобранной пробе, %.
2. Вычисляют плотность нефти при рабочих условиях, кг/м³, по формуле:
2. Вычисляют плотность нефти при рабочих условиях, кг/м³, по формуле:
где
где где ρн15 — плотность нефти, кг/м³, измеренная лабораторным методом и приведенная к температуре 15 °С и избыточному давлению, равному 0;
t — температура жидкости в рабочих условиях, °С;
P — избыточное давление в рабочих условиях, МПа.
3. Вычисляют плотность пластовой воды при рабочих условиях, кг/м³, по формуле:
t — температура жидкости в рабочих условиях, °С;
P — избыточное давление в рабочих условиях, МПа.
3. Вычисляют плотность пластовой воды при рабочих условиях, кг/м³, по формуле:
где γв — коэффициент сжимаемости воды, равный 4,91×10-4 МПа-1;
ρвс.у — плотность пластовой воды, измеренная стандартизованным лабораторным методом, кг/м³;
CTLв¹⁵ — коэффициент коррекции плотности пластовой воды по температуре относительно 15 °С, вычисляемый по формуле:
ρвс.у — плотность пластовой воды, измеренная стандартизованным лабораторным методом, кг/м³;
CTLв¹⁵ — коэффициент коррекции плотности пластовой воды по температуре относительно 15 °С, вычисляемый по формуле:
где tp — температура пластовой воды в рабочих условиях, °С;
B — массовая доля хлористых солей в пластовой воде, определяемая лабораторным методом, %.
Для пластовой воды с содержанием солей до 14 % массовых и температурах от 15 °C до 138 °C допускается вычислять массовую долю хлористых солей по формуле:
B — массовая доля хлористых солей в пластовой воде, определяемая лабораторным методом, %.
Для пластовой воды с содержанием солей до 14 % массовых и температурах от 15 °C до 138 °C допускается вычислять массовую долю хлористых солей по формуле:
где CTLЛв — коэффициент приведения плотности воды к лабораторным условиям, определяемый по формуле:
где tЛ — температура пластовой воды при измерении плотности воды в лаборатории, °С.
При давлении в рабочих условиях, не превышающем 2,5 МПа, сжимаемость пластовой воды допускается не учитывать, тогда формула (5) примет вид:
При давлении в рабочих условиях, не превышающем 2,5 МПа, сжимаемость пластовой воды допускается не учитывать, тогда формула (5) примет вид:
4. Вычисляют массу брутто жидкости, Мж, кг, цикла заполнения сепаратора водонефтяной смесью по формуле:
где Dc — диаметр сепаратора, с нормированным значением, установленным при калибровке сепаратора, м;
∆P1 ≤ 0,9 × ρж × g — максимально допустимый перепад давления, измеренный датчиком перепада давления;
g — ускорение свободного падения, м/с².
5. Вычисляют массовый расход водонефтяной смеси, Qж т/ч, по формуле:
∆P1 ≤ 0,9 × ρж × g — максимально допустимый перепад давления, измеренный датчиком перепада давления;
g — ускорение свободного падения, м/с².
5. Вычисляют массовый расход водонефтяной смеси, Qж т/ч, по формуле:
где Т1.ср — усредненное время цикла заполнения, с.
6. Вычисляют массовый расход нетто нефти, Qн, т/ч, по формуле:
6. Вычисляют массовый расход нетто нефти, Qн, т/ч, по формуле:
7. Вычисляют высоту заполнения калиброванного участка сепаратора жидкостью, Hусл1, м, на момент начала учета газовой фазы (слива жидкости) по формуле:
8. Вычисляют массу нетто нефти, Мн, кг, по формуле:
9. Вычисляют объем, занимаемый жидкостью, V, м³, на момент начала учета газовой фазы (слива жидкости) по формуле:
10. Вычисляют объем свободного газа, Vг.су, м³, который вытеснит жидкость из сепаратора с уровня, соответствующего ∆Р1 на момент начала учета газовой фазы (слив жидкости), до уровня, соответствующего перепаду давления ∆Р2 = -0,0005 МПа, приведенный к стандартным условиям по формуле:
где ρг.ру — плотность газа при рабочих условиях, вычисленная стандартизованным методом;
ρг.су — плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, определенная расчетным методом по компонентному составу с учетом влажности согласно ГСССД МР 113.
В данном случае перепад давления с отрицательным результатом связан с наличием концевых эффектов в замерах. Это происходит в связи с запаздыванием закрытия запорного элемента, в который поступает команда контроллера, при этом в это время жидкость по инерции накапливает гидростатический перепад давления, переходящий на небольшую отрицательную величину, т.е. перепад давления перешел границу ниже нуля.
11. Вычисляют объемный расход свободного газа, м³/ч, приведенный к стандартным условиям по формуле:
ρг.су — плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, определенная расчетным методом по компонентному составу с учетом влажности согласно ГСССД МР 113.
В данном случае перепад давления с отрицательным результатом связан с наличием концевых эффектов в замерах. Это происходит в связи с запаздыванием закрытия запорного элемента, в который поступает команда контроллера, при этом в это время жидкость по инерции накапливает гидростатический перепад давления, переходящий на небольшую отрицательную величину, т.е. перепад давления перешел границу ниже нуля.
11. Вычисляют объемный расход свободного газа, м³/ч, приведенный к стандартным условиям по формуле:
где Т2ср — усредненное время цикла слива, с.
12. Вычисляют количество растворенного газа, находящегося в водонефтяной смеси при сливе жидкости из сепаратора, Vрг, м³, приведенного к стандартным условиям по формуле:
12. Вычисляют количество растворенного газа, находящегося в водонефтяной смеси при сливе жидкости из сепаратора, Vрг, м³, приведенного к стандартным условиям по формуле:
где Грг — содержание растворенного газа в стандартных условиях, измеренное прибором УОСГ-1РГ в соответствии с МИ 3035, м³/м³, вычисленное по формуле:
где Гn и Гn-1 — соотношение фаз в измерительной камере при давлениях Pn и Pn-1 соответственно.
13. Вычисляют объем попутного газа, Vc, м³, в нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям по формуле:
13. Вычисляют объем попутного газа, Vc, м³, в нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям по формуле:
14. Вычисляют объемный расход растворенного газа, приведенный к стандартным условиям, Qрг, м³/ч, по формуле:
15. Вычисляют объемный расход попутного газа, Qг, м³/ч, по формуле:
16. Вычисляют содержание газа на единицу массы нефти, Гг, м³/т, по формуле:
16. Вычисляют содержание газа на единицу массы нефти, Гг, м³/т, по формуле:
ИТОГИ
1. Проведенные стендовые исследования позволили определить относительные погрешности измерений, которые составили:
3. Проведенные конструкторские работы позволили создать мобильную передвижную установку для замеров основных показателей продукции нефтяных скважин, в несколько раз меньшую аналогов по габаритным показателям, при этом измеряемые величины не превышают требуемых норм, а максимально возможная замеряемая вязкость составляет
1 000 мПа×с, которая выше в пять раз, чем у аналогов.
- массовый расход жидкости — 0,03 %;
- массовый расход масла — 0,02 %;
- объемный расход воздуха в стандартных условиях — 0,93 %.
3. Проведенные конструкторские работы позволили создать мобильную передвижную установку для замеров основных показателей продукции нефтяных скважин, в несколько раз меньшую аналогов по габаритным показателям, при этом измеряемые величины не превышают требуемых норм, а максимально возможная замеряемая вязкость составляет
1 000 мПа×с, которая выше в пять раз, чем у аналогов.
ВЫВОДЫ
1. В статье представлена мобильная замерная установка БИПС, позволяющая измерять массовый дебит сырой нефти до 100 т/сут и объем нерастворенного газа продукции до 50 м3/т.
2. Представлены несколько вариантов подсоединения БИПС к манифольду, показаны преимущества и недостатки каждого из вариантов. Описываемые варианты подсоединения БИПС к манифольдной линии позволят недропользователю выбрать оптимальный вариант подсоединения.
3. Представлены формулы по вычислению газового фактора, погрешностей определяемых величин, благодаря чему повышается точность измерений (вычислений).
4. Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей.
2. Представлены несколько вариантов подсоединения БИПС к манифольду, показаны преимущества и недостатки каждого из вариантов. Описываемые варианты подсоединения БИПС к манифольдной линии позволят недропользователю выбрать оптимальный вариант подсоединения.
3. Представлены формулы по вычислению газового фактора, погрешностей определяемых величин, благодаря чему повышается точность измерений (вычислений).
4. Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей.
ЛИТЕРАТУРА
- Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Измерение свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины пластовой воды // Нефтепромысловое дело. 2018. № 12. С. 59–63.
- Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Development of new methods and devices for measuring the total gas content, oil and water flow rates, and fluid viscosity. SPE Annual Caspian Technical Conference, Azerbaijan, Baku, 2019, 16–18 October. SPE-198421-MS. (In Eng).
- Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Разработка блока измерения продукции нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. 2020. № 11. С. 76–80.
- Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Измерение дебита и газового фактора при помощи БИПС // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 8. С. 75–78.
- Валеев М.Д., Курочкин Б.В., Алексеев С.В., Ибрагимов Р.Р. Методика измерений с применением установки «БИПС» «Масса и массовый расход нефтегазоводяной смеси, объем и объемный расход нефтяного газа» МН 974-2020. Казань, 2020. 14 с.
Исаев А.А.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
isaeff-oil@yandex.ru
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
isaeff-oil@yandex.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
На сертифицированной стендовой установке определены относительные погрешности измерений массового расхода жидкости и масла, а также расхода воздуха. Разработан, аттестован и апробирован метод измерений установкой БИПС, основанный на накоплении водогазонефтяной смеси в калиброванной измерительной емкости.
замер газового фактора, дебит, обводненность, свободный и растворенный газ, погрешность измерений
Исаев А.А. Измерение показателей продукции нефтяных скважин с применением мобильной передвижной установки БИПС // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 58–64.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-58-64
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-58-64
14.07.2021
УДК 622.276.53
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-58-64
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-58-64
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88