ООО "НИЦМИ" — Научно-исследовательский центр многоуровневых измерений
НАУЧНО-
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ЦЕНТР
МНОГОУРОВНЕВЫХ
ИЗМЕРЕНИЙ
г. Уфа, ул. Зеленогорская 9. Для переписки: 450059, Уфа, а/я 23. Тел./факс: (347) 236-92-52, 295-95-12, 295-95-13   Email: info@nicmi.ru

Система измерения объемов газа (выделившегося и остаточного), нефти и подготовленности эмульсии к отстою на АГЗУ (для низкодебитных скважин)

Необходимость разработки автоматизированных установок для измерения количества газа нефти и воды непосредственно на скважинах в последнее время стала достаточно актуальной для добывающих нефтяных компаний.
Принятые правительством нормативные документы по исчислению налоговых баз по объему добытых полезных ископаемых требует от нефтяных компаний обязательного замера количества газа и нефти, идущих непосредственно со скважин.
Поэтому наличие замерных установок для определения объемов добытых полезных ископаемых является условием для функционирования нефтяных компаний в российском правовом поле.
Одновременно остаются нерешенными более ранние проблемы, связанные с оперативным учетом добываемых нефти и газах.
Наличие постоянного дисбаланса по объему добываемых нефти, газа и воды по данным установок комплексной подготовки нефти ( УКПН ) и цехами добычи нефти и газа (ЦДНГ) не имеет в настоящее время внятных объяснений и соответственно нет и необходимых решений для устранения такого дисбаланса.
Разрешение данной проблемы позволило бы обнаружить дефекты в существующих схемах добычи и подготовки, повысить эффективность и снизить себестоимость добываемых полезных ископаемых.

В основе идеи создания автоматической замерной установки нефти и газа лежит создание замерной емкости значительного объема.
Подача жидкости в замерную емкость со скважин жидкость должна поступать таким образом, чтобы это не меняло режим работы самой скважины, скважина должна при этом работать в стабильным и установившимся режиме, а полученная жидкость для пробы должна быть представительной.
Далее в этой емкости в ограниченном объеме и за короткий интервал времени должны осуществляться все технологические процессы, которые осуществляются при подготовке нефти на первой и второй ступенях, а именно:
  • отделение свободного газа в нормальных условиях и замер его объема;
  • отделение и замер нефтяного слоя при полной сепарации газа;
  • нагрев жидкости до температуры соответствующей технологическому регламенту принятому при подготовки нефти на УКПН;
  • отделение и замер остаточного газа;
  • отделение и замер нефтяного слоя после нагрева.

Таким образом, осуществляя замеры путем повторения технологического регламента подготовки нефти, мы достигаем следующих результатов:
  • Обеспечивает очевидность всех процессов в замерной емкости и при корректных замерах достигает полной достоверности полученных результатов.
  • Объемы выделенного газа и отслоившейся нефти осуществляются путем прямых замеров, что в свою очередь не требует обеспечения каких-либо специфичных условий в работе установки.
  • Обеспечивается возможность газового фактора с учетом остаточного газа, причем замер выделившегося и остаточного газа будет осуществляться отдельно.
  • Измерение толщины нефтяного слоя до и после нагрева позволит судить о степени подготовленности эмульсии к отстою в нормальных условиях и в последующем оптимизировать подачу деэмульгационных реактивов.
  • Повторение технологического регламента УКПН сблизит методы и средства замера количества газа, нефти и воды, осуществляемые на УКПН и предлагаемой установке. В целом это будет способствовать уменьшению дисбаланса по данным УКПН и ЦДНГ, а при их наличии быстро находить и устранять причины их создающие.
  • По результатам полученных замеров в последствии возможна оптимизация всей схемы подготовки с устранением всех неэффективных или малопроизводительных звеньев, подбор оптимальных температур для нагрева жидкости на печах УКПН.
Система представляет собой замерную емкость ( высота 15,7 дм., диаметр 3 дм., объем приблизительно 100 дм3.), подключенную к трубе, соединяющую ПСМ и выходной коллектор через задвижки К2.1 и К2.3 и задвижки К2.2 для обеспечения потока жидкости через замерную емкость.

На замерной емкости установлены: датчик системы измерения уровня и межфазных границ УМФ300, датчик давления, датчик температуры .

Замерная емкость содержит нагревательный элемент для нагрева содержащейся там жидкости из расчета 1оС за 1 мин.

Для дренажа жидкости из замерного устройства предусмотрен насос для перекачки в выходной коллектор).

Реперные точки L1, L2 позволяют при необходимости дополнительно измерять объем поступающей со скважины нефти за единицу времени по формуле:

V = (L2 - L1)/(T2 - T1 )        (1)
Где Т2 - момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L2 , Т1 - момент времени, когда уровень жидкости в замерной емкости достигнет величины L1.
В начальном состоянии клапана К21 и К23 закрыты, К22 открыт и жидкость со скважины протекает по трубе, соединяющей ПСМ и выходной коллектор.



Испытание функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577 (скважина 1579) Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО "АНК" "Башнефть". Замеры проводились на скважине 1579; непрерывно 5 замеров подряд. Результаты замеров приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1. Сводные результаты замеров
  Состояние в
пробоотборнике на
момент взятия пробы
Состояние
пробоотборника после
дренажа жидкости
Состояние
пробоотборника
на момент нагрева
Состояние в замерной
емкости после
дренажа жидкости
Нача- льный взлив Давление, КГ Темпе- ратура, С Взлив после дренажа Газовая шапка, м Нефтяная шапка, м Давление, КГ Взлив после нагрева Давление, КГ Темпе- ратура, С Взлив после дренажа Газовая шапка, м Нефтяная шапка, м Давление, КГ
1 1,57 3,440 14,80 1,26 0,31 0,39 0,000 1,16 0,300 34,00 1,07 0,19 0,43 0,050
2 1,57 3,410 19,50 1,25 0,32 0,36 0,080 1,23 0,180 31,00 1,12 0,13 0,37 0,020
3 1,57 3,280 19,70 1,25 0,32 0,42 0,060 1,23 0,140 26,40 1,15 0,10 0,46 0,020
4 1,57 3,310 22,00 1,17 0,40 0,32 0,030 1,17 0,070 25,60 1,12 0,05 0,32 0,010
5 1,57 3,320 20,00 1,28 0,29 0,40 0,050 1,23 0,120 27,50 1,15 0,13 0,48 0,010

Таблица 2. Расчетные результаты
  расчетные показатели по газу расчетные показатели по нефти Соотношения объемов
Объем св. газа, м3 Объем ост. газа, м3 Общий объем, м3 Объем св. газа, % Объем ост. газа, % Общий объем, % Объем холод. нефт., м3 Объем горяч. нефт., м3 Объем холод. нефт., % Объем горяч. нефт. %
газ/жидкость


газ/нефть

1 0,01751 0,01343 0,0309 19,75 12,10 31,85 0,02757 0,03039 24,84 27,39 0,2903 1,0181
2 0,01822 0,00919 0,0274 20,38 8,28 28,66 0,02545 0,02615 22,93 23,57 0,2572 1,0480
3 0,01822 0,00707 0,0253 20,38 6,37 26,75 0,02969 0,03252 26,75 29,30 0,2373 0,7778
4 0,02388 0,00353 0,0274 25,48 3,18 28,66 0,02262 0,02262 20,38 20,38 0,2572 1,2118
5 0,01610 0,00919 0,0253 18,47 8,28 26,75 0,02827 0,03393 25,48 30,57 0,2373 0,7454
  Средние показатели   20,89 7,64% 28,54%     24,08 26,24 0,2559 0,9602
В таблице 2 приведены расчетные показатели по проведенным замерам. Результаты эксперимента докладывались на техническом совещании АНК "Башнефть" (Протокол технического совещания от 23.06.06). В ходе совещания было отмечено:
  1. Простота, наглядность и достоверность всех процессов происходящих в замерной емкости и получаемых результатов.
  2. Хорошая повторяемость результатов замеров по содержанию нефти и газа (свободного и остаточного) в добываемой жидкости.
  3. При начальной температуре 20оС отстой происходит с хорошей скоростью и качеством, содержание отстоявшейся нефти после нагрева существенно не меняется, тем самым устанавливается факт высокой степени подготовленности эмульсии к отстою на скважине 8749 АГЗУ 1755.
  4. Количество выделяемого свободного газа зависит от начальной температуры жидкости.
  5. Количество измеренного остаточного газа зависит от разности начальной и конечной температур нагрева
  6. Суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30оС . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме.
  7. При температуре свыше 30оС объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций.
  8. Объемная доля нефти в суммарном объеме при различных экспериментах примерно равна

По результатам первого испытания специалистами филиала ОАО "АНК" "Башнефть" "Башнефть-Янаул" совместно со специалистами ООО "НИЦ МИ" разработали новую программу проведения вторых испытаний для получения подтверждения работоспособности измерителя водосодержания и газового фактора для АГЗУ 1577
Программа испытаний была дополнена следующими разделами:
  1. В ходе первых испытаний было установлено, что суммарный объем измеренного газа примерно равен во всех экспериментах при температуре до 30 оС . Различаются лишь доли свободного и остаточного газа в суммарном объеме, при температуре свыше 30 оС объем суммарного измеряемого газа начинает возрастать за счет выделения тяжелых газовых фракций. Поэтому для вторых испытаний было принято решение отказаться от раздельного замера выделившегося и остаточного газа, а замерять только суммарный газ.
  2. Дополнить программу испытаний замером дебита скважин и сравнить с данными расходомера ТОР.
  3. Дополнить программу испытаний параллельным отбором проб жидкости со скважин и анализом ее в лаборатории на водосодержание.
  4. Поскольку значение газового фактора при первом испытании на скважине 1579 оказалось значительно ниже предполагаемого, то для установления общей тенденции произвести замеры на всех действующих скважинах АГЗУ 1577
  5. Проводить испытания с нагревом до 25°С и до 35°С с целью сравнения объемов газа и нефти при различных температурах.
Испытания функционирования системы проводилось на АГЗУ 1577.
Были сделаны замеры на скважинах 8546, 8547, 8548, 8533, 8565, 1914, 136, 6930 Арланского месторождения Арланского УДНГ ОАО АНК "Башнефть".
Сводные результаты замеров по всем скважинам приведены в таблице 3
Таблица 3. Сводная таблица результатов замеров на сважинах АГЗУ 1577
Скважина Температура
жидкости, С°
Дебет,
м3/сут.
Сумм. объем
газа % жидкости
Сумм. объем
нефти % жидкости
Соотношение объемов
газ/нефть
8546 25 1,67 29,55 18,75 1,36
35 - 47,75 20,05 2,18
8545 25 22,2 20,7 3,5 4,78
35 - 26,44 4,78 4,72
1914 25 2,42 51,28 40,76 1,13
35 - 73,56 42,68 1,66
8533 25 88,28 19,11 3,18 4,75
35 - 24,2 3,82 5,29
136 25 1,76 40,76 12,74 2,88
35 - 53,14 15,29 3,28
6930 25 8,27 15,92 1,91 6,25
35 - 27,16 3,5 6,08
8547 25 11,8 18,47 5,41 2,69
35 - 26,44 9,55 2,42
8565 25 105,7 21,34 2,23 7,80
35 - 26,48 3,5 6,43
По данным результатам в филиале ОАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Янаул" проведено техническое совещание (протокол от 23.11.06).
Было отмечено:
  1. Определение дебита стабильно и сопоставимо с данными расходомера ТОР.
  2. Содержание газа в объеме жидкости больше в скважинах содержащих нефть. Наибольшее соотношение скважин с максимальным содержанием газа и с минимальным содержанием газа составляют 1:3,2 (скважина 1914 - 51,3% , скважина 6930 - 15,9% )
  3. С ростом температуры отслеживается тенденция увеличения содержания газа, максимальное в 1,6 раза (скважина 8546) минимальное в 1,23 раза (скважина 8565).
  4. Определение количества нефти в жидкости стабильно и соответствует лабораторным анализам.
  5. Наибольшее соотношение скважин с максимальным содержанием нефти и с минимальным содержанием нефти составляют 1:22,2 (скважина 1914 - 42,7% , скважина 6930 - 1,9% ).
  6. С ростом температуры отслеживается тенденция увеличения содержания нефти, максимальное в 1,76 раза (скважина 8547), минимальное в 1,05 раза (скважина 1914).
  7. Качество подготовленности эмульсии к отстою отличается от скважины к скважине в 1,65 раза.
  8. На величину газового фактора больше влияет содержание нефти, чем содержание газа. С ростом температуры газовый фактор может повышаться (скважины 8546, 1914, 8533, 136), а может и понижаться (скважины 8548, 6930, 8547, 8565). Все зависит от качества отстоя нефти при низкой и высокой температуре.
  9. В целом по газовому фактору полученные данные сохраняют тенденцию, полученную при первом испытании - данные газового фактора по нефти меньше предполагаемого.
  10. Предложено разработать программу испытаний для сертификации системы и промышленном принятии ее в эксплуатацию на объектах АНК "Башнефть"