Проект автоматизированной групповой замерной установки дебита нефтяных скважин агрегатно-модульного типа

1. ОБОСНОВАНИЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1.1. Анализ методов измерения параметров нефтегазовой смеси

В этой разделе рассматриваются вопросы учета сырой нефти на уровне бригад по добыче нефти и выше. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, мехпримесей и т. д.), и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворённого газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и др. веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков — так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учёте сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счётчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, т.к. вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объёмных счётчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, т. е. если объём газа в жидкости составляет 2%, то показание счётчика повысится на 2%. Точно учесть содержание свободного газа при определении объёма и массы нефти очень трудно по двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т. д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-100М, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа узлы учёта нефти необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объём газа уменьшается за счёт сжатия.

При организации учёта сырой нефти необходимо исследовать описанные факторы и принять меры для уменьшения влияния их на точность учёта.

1.1.1 Цели и задачи учёта сырой нефти

Учёт сырой нефти подразделяется на оперативный (внутрихозяйственный) и коммерческий учёт.

Оперативный учёт осуществляется внутри предприятия и, в свою очередь, подразделяется на бригадный и промысловый учёт и проводится с целью оценки результатов работы бригад, промыслов по добыче нефти и определения их доли в производстве товарной нефти.

Коммерческий учёт производится между предприятиями в тех случаях, когда одно предприятие (подразделение) добытую им сырую нефть перекачивает в трубопровод или на установку подготовки нефти другого предприятия (подразделения). Результаты учёта используются для взаимных расчётов (купли-продажи) или разделения товарной нефти между предприятиями.

Коммерческий учёт сырой нефти начал осуществляться с начала 90-х годов с созданием мелких предприятий (АО, СП и др.), занимающихся только добычей нефти, не имеющих своих установок подготовки нефти и продающих добытую нефть другим предприятиям для подготовки.

Целью учёта сырой нефти является определение количества жидкости (сырой нефти) и «чистой» нефти (нетто) в этой жидкости.

Количество жидкости рекомендуется определять в единицах объёма, т.к. определять массу жидкости не имеет смысла, количество нефти нетто — в единицах массы.

Требования к оперативному учёту (технические средства учёта, состав узлов учета нефти, погрешность измерений, объём автоматизации измерений, сбора, обработки, регистрации и передачи результатов измерений) обычно устанавливаются самими предприятиями и нормативными документами, принятыми с общего согласия.

Требования к коммерческому учёту устанавливаются по соглашению между предприятиями (продавцом и покупателем) и оформляются договором и инструкцией по эксплуатации УУН.

1.1.2. Алгоритм измерения объёма жидкости и массы нефти нетто

Для определения массы нефти нетто, добытой бригадами (промыслами) и другими подразделениями (предприятиями), необходима информация о следующих параметрах:

— объём добытой жидкости (сырой нефти) в рабочих условиях;