20.08.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Подготовка и переработка arrow Характеристика применяемых средств измерений и пути повышения точности учета
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Характеристика применяемых средств измерений и пути повышения точности учета Печать E-mail
Автор Administrator   
18.01.2010 г.

Оперативный учет добываемой жидкости, осуществляемый на цеховых и бригадных узлах учета, является одной из важных задач, решаемых в технологическом процессе добычи нефти. От ее качественного решения зависит стабильность работы нефтепромыслов и всего предприятия.
В НГДУ "Джалильнефть" учет добываемой жидкости осуществляется на 41 оперативном узле учета, оснащенном различными средствами измерения.

Основными средствами измерения количества и качества добываемой жидкости до последнего времени являлись стандартные, широко применяемые средства: турбинные преобразователи расхода типа "Норд" и "Миг", полнопоточные влагомеры для сырой нефти типа ВСН-ПП, автоматические пробоотборники.
Однако недостатком всех этих приборов являются довольно большие погрешности при определении количества жидкости и содержания воды в продукции скважин. Эти недостатки обусловлены нестабильностью физико-химических свойств жидкости, в первую очередь, вязкости и самим принципом измерения, заложенным в применяемые приборы.
При большой обводненности продукции и периодической откачке состав жидкости меняется практически от чистой воды до чистой нефти, что, в свою очередь, ведет к изменению вязкости в большом диапазоне и вносит значительные искажения в показания турбинных преобразователей расхода. Показания влагомера также не стабильны, поскольку в диапазоне обводненности 50-70% происходит инверсия эмульсии, меняются ее характеристики. По тем узлам, где отсутствуют влагомеры, разделение на нефть и воду производится пропорционально заложенной в технологический режим обводненности продукции скважин, что также приводит к значительным расхождениям при подведении баланса жидкости и нефти по цехам и НГДУ в целом.
Поиски приборов, обеспечивающих потребности учета сырой нефти в нашем НГДУ, велись, начиная с 1992-1993 гг., и как наиболее приемлемые были определены расходомеры, основанные на прямом измерении массы жидкости (массомеры). Принцип их работы основан на использовании силы Кориолиса, возникающей при изменении направления движения потока, которая прямо пропорциональна массе жидкостии не зависит от физико-химических свойств.
Преимуществом массомеров перед применяемыми сегодня приборами являются: возможность прямого измерения массового расхода; независимость показаний от параметров потока (вязкость, плотность, профиль скоростей и т. д.); отсутствие движущихся частей, что повышает надежность прибора; возможность определения одним прибором компонентного состава жидкости; значительно меньшая, чем у турбинных расходомеров, чувствительность к наличию свободного газа и другие.
Первый массомер марки "CORI-FORCE" фирмы ММГ "Автоматика" был установлен на линии блока качества узла учета сырой нефти на ДНС-3с. Выбор места был обусловлен малым диапазоном расхода (7 м3/час). Прибор показал прекрасную работоспособность, проработав более года без единого отказа. Дальнейшего распространения не получил из-за малого верхнего предела измерения и отсутствия выхода в систему телемеханики. В 1995 году управлением был приобретен массомер ТМ 520-150 UMC-G71 фирмы "Heinrics". Прибор был смонтирован на узле оперативного учета сырой сернистой нефти на ДНС-2с и проработал более пяти лет без отказов. Единственным его недостатком было отсутствие встроенного вычислителя чистой нефти.
В конце 2000 года закупили 7 массомеров новой модификации фирмы "Micro-Motion", которые оказались наиболее приемлемыми. Они оснащены вычислителем чистой нефти, который позволяет разделить полученную массу жидкости на нефть и воду. Испытания показали их высокую надежность и информативность. Было принято решение оснастить ими группу узлов оперативного учета сернистой нефти Сулеевского участка, где наиболее часто возникали вопросы большого дисбаланса между добычей жидкости, нефти и закачкой воды.
Основные параметры потока, измеряемые прибором, это: мгновенные значения расхода жидкости (т/ч), температура, плотность жидкости (кг/м3), давление в трубопроводе (мПа). Все они обрабатываются во вторичном блоке прибора, который, включая встроенный компьютер чистой нефти, является интеллектуальным устройством, производящим сложные вычисления по определению мгновенного и нарастающего расхода и количества жидкости как по массе, так и в объемных единицах, определению доли нефти и воды в потоке по введенным в его конфигурацию плотностям и подсчету накопленных значений добычи жидкости, нефти и воды с начала суток, месяца, года.
В выходных документах отображается следующая информация: значение откачанной жидкости за 2 часа, с начала суток, месяца и года; количество чистой нефти и воды в жидкости за 2 часа, с начала суток, месяца, года; средняя обводненность; значение плотности жидкости и ее температура при необходимости. Таким образом, в настоящее время промысловики каждые два часа получают полную информацию о работе узла учета и могут оперативно контролировать поступление жидкости и нефти.
Дальнейший анализ работы узлов показал, что количество нефти, полученной по массомерам, практически совпадает с количеством нефти, откачанной через товарный узел. Дисбаланс в добыче и сдаче нефти составляет не более 3 - 5 процентов. Для повышения точности разделения жидкости на нефть и воду необходимо, чтобы плотности их в потоке несильно изменялись во времени, а в случаях изменения их необходимо обновлять, вводя новые значения. Периодичность обновления подбирается опытным путем. Хотелось бы остановиться еще на двух моментах, когда применение массомеров позволило нам повысить качество учета.
1. Используя массомер как контрольный прибор, мы смогли получить подтверждение занижения замеров по ГЗУ "Спутник" при замере скважин с высоковязкой жидкостью (это, в основном, относится к скважинам, добывающим сернистую нефть). В течение 2000-2001гг. проводились работы по уточнению дебита данных скважин контрольными средствами измерения, такими как установки "Асма", "Квант" и массомером. Результаты измерений показывают, что счетчики ТОР при работе в этих условиях значительно, от 0 до 30 и более процентов, занижают показания относительно показаний контрольных приборов.
2. При работе полнопоточных влагомеров очень сложно было откалибровать их на рабочей жидкости, и, как правило, они работали по заводской калибровке. Применение массомеров позволило произвести калибровку непосредственно на рабочей жидкости, что значительно повышает точность работы влагомера. Полученный в НГДУ опыт применения массомеров показывает, что использование их в системе оперативного учета позволит значительно повысить качество учета и избавит промысловиков от многих проблемных вопросов.
Валерий КАЗАКОВ

Последнее обновление ( 18.01.2010 г. )
 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100