21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу

Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу здійснюється від свердловин до спо­живача. Сюди входять: оперативний облік по свердловинах, бригадний облік, промисло­вий (цеховий) та товарний.

Замір та облік по свердловинах. Оперативний облік видобутої продукції по свердло­винах здійснюється за допомогою групових замірних установок (ГЗУ), в основному авто­матизованих, типу "Спутник AM", "Спутник Б" (рис.21.2), "Биус" (рис.21.3) і ручних з врахуванням відпрацьованого свердловинами часу (4-24год) залежно від дебіту свердло­вин щодо рідини і процентного вмісту води.

Установки типу "Спутник" та "Биус" застосовують для автоматичного заміру кількості рідини нафти і газу. Установки дають змогу здійснювати контроль за роботою підключеної на замір свердловини, за наявністю подачі рідини.

Установки типу "Спутник AM" і "Биус" заміряють тільки загальну кількість рідини, а установки типу "Спутник Б" - загальну кількість рідини, кількість газу і обводненість про­дукції свердловин при наявності води в нафті тільки в емульгованому стані.

Областю застосування автоматизованих замірних установок є нафтові родовища з дебітами свердловин рідини від 1 до 1500 м³/добу при тиску в системі збору до 4,0 МПа і вмістом газу в 1 м³ рідини, м³: нижня межа не менше — 0,1; верхня межа при тисках: 0,1 МПа< < 0,8 МПа, не більше — 25; 0,8 МПа < < 4,0 МПа, не більше— 16.

Установки можуть експлуатуватися при температурі навколишнього середовища від -50°С до + 50 °С при відносній вологості у всьому діапазоні температур 30-80 % •

Установки дають змогу заміряти кількість рідини продукції свердловин з такими пара­метрами: вміст води в нафті, % — до 100; в'язкість нафти, м²/с (сСт) — не більше 12-10"⁵ (120); вміст парафіну, % — не більше 7,0; вміст сірки, % — не більше 3,5; густина, кг/м³

521

Рис.21.1. Уніфіковані технологічні схеми збору, транспорту й обліку продукції

свердловини:

ГЗУ - групова замірка установка; с-1, с-2, с-3 - сепаратори; БЄ - буферна місткість; П-1 - піч трубна; Н-1 - насос подачі сирої нафти; Н-2 - насос подачі прісної води; В-1 - відстійник попереднього обезводжування; Б В - блок-відстійник для очищування води; БД - блок-дегазатор; ВБОН - вузол бригадного обліку нафти; Р-1 резервуар для прийому нафти; Н-4 -

насос подачі води в систему ППТ

522

523

Рис. 21.2. Принципова схема установки типу "Спутник Б-40-14-500"

— не більше 1200; вміст сірководню і агресивної пластової води, які викликають корозію вище 0,3 м² • год — не допускається.

Типи установок, які серійно випускаються, та їх характеристики наведені в табл.21.1.

Таблиця 21.1

Установка	Допустимий Кількість свердловин, тиск, МПа які підключаються до установки	Замірюваний дебіт, м3/добу
		максималь-ний	мінімальний
'Спутник АМ40-14-400"	4,0 14	400	1
'Спутник АМ25-10-1500"	4,0 10	1500	10
'Спутник АМ40-8-400КМ-01"	4,0 8	400	1
'Спутник Б40- 1 4-500"	4,0 14	400	1
'Биус 40-50-К"	4,0	100	1

Технічні характеристики установок за деякими своїми параметрами не охоплюють всього діапазону експлуатації нафтових родовищ щодо фізико-хімічних властивостей про­дукції свердловин і параметрів системи збору.

Для розширення області застосування установок необхідно впроваджувати додаткове . устаткування, параметри і характеристики якого повинні вибиратися при розробці про­ектів прив'язки установок до умов конкретних родовищ. Це може бути додатковий сепара­тор при газових факторах вищих 150 м³/м³, підігрівам рідини при в'язкості понад 12-10"⁵ м²/с, опалення технологічного блоку в умовах низьких температур, пісковідділювач з гідромонітором і ежекційним насосом при наявності піску в продукції свердловин. Крім цього, в установках типу "Спутник Б" передбачений насос-дозатор для подачі реагента-де-

524

Рис.21.3. Принципова схема установки типу "Биус 40-50": 1-сепаратор замірний; 2 -лічильник рідини типу ТОП; 3 - заслінка регулююча; 4-діафрагма камерна; 5-регулягор витрат; 6-засувка; 7-клапан запобіжний

емульгатора для внутрітрубної деемульсації, який при необхідності можна використати для подачі інгібіторів корозії з метою захисту від корозії газосепаратора ус­тановки і приладів регулювання і виміру витрат кількості рідини.

У найближчій перспективі передбачається засто­сування засобів контролю дебіту свердловин без сепа­рації по нафті, газу і воді. Одним з цих засобів, який зараз почав впроваджуватися, є електротензометричні ваговимірювальні пристрої. Характерною особливістю цих пристроїв є відсутність контакту з вимірюваним середовищем і можливість вимірювати двофазні сере­довища без їх розділення.

Бригадний Облік. Об'єм видобутої продукції свер­дловин по бригадах визначається як сума видобутку по працюючих свердловинах, які обслуговуються даною бригадою, або на основі даних заміру бригадних вузлів обліку.

Технологічна схема бригадного вузла обліку (рис.21.4) повинна складатися з вимірювальних ліній, обладнаних запірною арматурою, прямолінійними дільницями до і після первинного перетворювача витрати, первинними перетворювачами витрати, термо-кишенею, точкою відбору тиску, пристроєм для продувки лінії від конденсату (на газових вузлах), точкою відбору проб газу, пристроєм для підключення автоматичних густи-номірів, вологомірів, солемірів. Як первинні перетворювачі використовуються лічильники типу "Норд", МИГ і "Турбоквант" (виробництво Угорщини).

Рис.21.4. Типова технологічна схема бригадного та промислового вузла обліку:

1-фільтр (робочий і резервний); 2 - засувка з контролем протікань; 3 - робочі лічильники; 4 - контрольний лічильник; 5 - тер-

525

Рис.21.5. Типова технологічна схема вузла товарного обліку нафти:

1 - робочі вимірювальні лінії; 2 - резервні вимірювальні лінії; 3 - контрольні вимірювальні лінії; 4 - змінна лінія; 5 - пристрій для регулювання тиску на вузлі обліку; б - пристрій для регулювання тиску трубопоршневої установки; 7 - засувка; 8 - вентиль для відбору проб; 9 - густиномір; 10 - вологомір; 11 - солемір; 12 - насос циркуляційний; 13 - пробовідбирач автоматичний; 14 - фільтр; 15 - струмовипрямгшч; 16 – термометр ртутний; 17 - манометр електроконтактний; 20 - пробовщбирапьний пристрій; 21 - патрубок підключення приладу для визначення вільного газу; 22 - дренаж відкритий; 23 - манометр; 24 – патрубок для підключення пересувної ТПУ

Промисловий (цеховий) облік. Промисловий облік нафти і газу здійснюється за пока­зами приладів цехових вузлів обліку або як сума показів бригадних вузлів обліку.

Технологічна схема промислового вузла обліку аналогічна бригадному. Промисловий облік нафти може проводитися також і в резервуарах об'ємно-масовим методом.

Для визначення кількості нафти, яка надходить у резервуар, необхідно знати його місткість, яку для стальних вертикальних циліндричних резервуарів визначають граду­юванням за ГОСТ 8.380-80, а для залізобетонних циліндричних резервуарів - за РД 50-156-79.

На основі градуювальної характеристики резервуарів за допомогою автоматизованої системи виміру рівня в резервуарах УГР-ІМ визначається об'єм або маса нафти в резерву­арах.

Товарний облік. Товарний облік нафти здійснюється як в резервуарах, так і за допо­могою вузлів обліку (рис.21.5).

526

Облік в резервуарах аналогічний промисловому. Якість нафти повинна відповідати ви­могам ГОСТ 9965-76. Облік нафти за допомогою вузлів обліку здійснюється згідно з "Інструкцією по визначенню кількості нафти на вузлах обліку з турбінними лічильниками при обліково-розрахункових операціях". Як вузли товарного обліку використовуються блочні комплектні установки для обліку кількості товарної нафти (БКУ ТН), до складу яких входять такі складові частини: блок вимірювальних ліній; блок датчиків; блок трубо-поршневої установки; блок обробки інформації.

БКУ ТН забезпечує автоматичне визначення кількості товарної нафти в одиницях об'єму (м³) і в одиницях маси (т), при цьому проводиться автоматичний вимір тиску, тем­ператури, густини, в'язкості, вмісту води, солей, індикація наявності вільного газу.

Крім цього, БКУ ТН без порушення процесу виміру передбачає:

автоматизовану перевірку перетворювачів витрат на місці експлуатації за допомогою трубопоршневої установки; автоматизовану перевірку робочих перетворювачів витрат по контрольному перетворювачу;

автоматизоване переключення вимірювальних ліній;

можливість підключення зразкового густиноміра і перевірки по ньому робочого, а та­кож пікнометра для оперативного порівняння показників робочих густиномірів;

автоматичний контроль стану перетворювачів й інших приладів (віскозиметр, густи-номір, вторинна апаратура);

можливість підключення поточного сіркоміра і виміру механічних домішок.