УДК 622.276.5.05.002.56
> Коллектив авторов, 2011
Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора
М.Д. Валеев, д.т.н., А.Г. Газаров, к.т.н. (ООО «ОЗНА - Менеджмент»), К.Е. Кордик (ООО «КогалымНИПИнефть»), О.В. Давыдова
(Уфимский гос. нефтяной технический университет)
Comparative analysis of equipment for measuring gas-oil ratio
M.D. Valeev, A.G. Gazarov (OZNA-Management LLC), K.E. Kordik (KogalymNIPIneft LLC), O.V. Davydova (Ufa State Petroleum Technological University)
Comparative analysis of the most commonly used equipment to measure oil-gas ratio (GOR) on well-site is given. The pros and cons of the measuring units are described. Basic appraisal criteria for measuring equipment are determined. A technical solution used by OZNA OOO to develop a mobile laboratory of GOR measurement is noted to be promising for measurement of gas-oil ratio.
Ключевые слова: газовый фактор, передвижные измерительные установки, сепарация нефти и газа, растворенный газ.
Адрес для связи: Kordik@nipi.ws.lukoil.com
Газовый фактор является одним из важнейших параметров разработки месторождений, который необходимо строго контролировать. По его изменению можно судить о внут-рипластовом разгазировании нефти, прорыве газа из верхнего пласта к забою скважины или о заколонных перетоках. Состав, периодичность и порядок проведения работ по исследованию газового фактора определены требованиями следующих нормативных документов:
- РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью недр»;
- ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа»;
- РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».
На основе этих документов нефтяные компании разрабатывают собственные руководства. На большинстве предприятий нефтегазового комплекса для определения газового фактора применяются передвижные измерительные установки. В статье приведены данные о наиболее известных типах измерительных установок, применяемых в России, и проанализированы их основные характеристики.
Установки, разработанные с целью определения газового фактора
Мобильная установка для измерения дебитов жидкости и газа УГФ 2,5-200
(см. таблицу) - одна из первых передвижных измерительных установок, которая была разработана в 1983 г. для выполнения работ по уточнению ресурсов нефтяного газа на месторождениях Башкортостана. Установка используется только в летний период.
Ее оборудование размещено на открытой платформе автомобиля КрАЗ-255Б и включает два газосепаратора, приемную емкость дегазированной жидкости, насос откачки жидкости в нефтесборный коллектор и разъемную факельную линию со стояком для сжигания газа. Установка подключается к устью скважины или АГЗУ «Спутник». Она позволяет проводить непрерывный замер дебита жидкости (водонефтяной смеси) и газа. Газожидкостная смесь, поступившая в установку, проходит трехступенчатую сепарацию: 1) при давлении 0,6-1 МПа; 2) при давлении 0,25-0,6 МПа; 3) при атмосферном давлении.
Характеристики Установка
■УГФ-2,5-200 ЗУОГФ АСМА-Т ОЗНА - ЛПИГФ
Диапазон измерения дебита жидкости 200 м3/сут 20 м3/сут (при непрерывном измерении потока) 0,1 - 400 т/сут 1 - 500 т/сут
Диапазон измерения дебита газа, м3/сут < 30 000 Без ограничений (при частичном отборе потока из скважины) < 300 000 10-100 000
Обводненность продукции, % Не определяется 0-95 0-100 0-100
Погрешность определения, ±%: дебита жидкости 2,5 2,5 2
объема нефтяного газа обводненности нефти, %: 2 2 5 2
0-60 60-100 Не определяется Не определяется — 2,5 4,0 2,5 4,0
Рабочее давление, МПа < 2,5 < 0,06 < 4,0 < 4,0
Рабочая температура окружающего воздуха, °С 1-50 -15-40 -43-50 -50-40
Шасси автомобиля КрАЗ-255Б Прицеп УРАЛ-4320-40 или прицеп КАМАЗ-6522
Таким образом, на установке фактически выполняются условия, максимально приближенные к условиям дифференциального разгазирования проб пластовых нефтей в лаборатории. Установка снабжена кориолисовым расходомером жидкости, расход газа измеряется ротационными газовыми счетчиками РГ-100 и РГ-40 с производительностью в стандартных условиях соответственно 100 и 40 м3/ч.
Основные недостатки установки УГФ 2,5-200:
- может эксплуатироваться только при положительных температурах окружающего воздуха, так как все измерительное оборудование смонтировано на открытой платформе автомобиля;
- не предусмотрено применение влагомера.
Вместе с тем установка по-прежнему является единственной в стране, способной непосредственно на скважине моделировать условия поступенчатой сепарации, соответствующие технологическому процессу подготовки на дожимной насосной станции (ДНС) или центральном пункте сбора (ЦПС) месторождения. Данный подход наиболее полно и точно отражает требования РД 39-0147035-225-88. Однако, несмотря на более чем 25-летний опыт эксплуатации, установка находится в состоянии экспериментального образца.
Установка ЗУОГФ (см. таблицу), изготовленная ООО НПФ «Промпроектстрой» (г. Пермь) проходила испытания на Каменском и Капканском месторождениях Пермского края. По применяемому подходу к определению газового фактора она идентична установке УГФ 2,5-200. Однако на установке ЗУОГФ газовый фактор определяется по результатам продолжительного отбора из скважины небольших представительных проб газожидкостной смеси для последующего разделения на газовую и жидкую составляющие. Проба проходит поступенчатую дегазацию (газ также направляется на сжигание в факельный стояк), после разгазирования осуществляются предварительный расчет и регистрация газового фактора, затем для исследований поступает следующая проба. Возможно использование установки для измерения дебита скважины в режиме непрерывного потока, но при этом дебит жидкости не должен превышать 20 м3/сут.
Метрологическое обеспечение представлено следующими измерительными средствами:
- датчики давления МЕТРАН-100-ЕХ-ДА для измерения избыточного давления;
- датчики температуры КТПТР-06 для измерения температуры продукции;
- лазерный уровнемер LM80 или магнитострикционный уровнемер АТ100 для измерения уровня продукции в измерительной емкости;
- ротационный расходомер RVG-G 400 для измерения расхода газа;
- магнитострикционный уровнемер АТ100 для измерения обводненности.
На наш взгляд, методические основы определения газового фактора на этой установке вызывают вопросы. Продолжительный отбор из скважины небольших представительных проб вносит неопределенность в измерения. Кроме того, объемный метод замера дебита жидкости дает достаточно высокую погрешность при поступлении вспененного потока. В целом принцип измерений, основанный на порционном отборе проб
газонефтяной смеси, не защищен от ошибок, связанных с пульсирующим характером потока.
Традиционные передвижные сепарационно-
измерительные установки (дебитомеры)
Как правило, эти установки имеют стационарные аналоги, различающиеся лишь тем, что все их измерительное оборудование размещено на шасси автомобиля или прицепа. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» с 2004 г. и по настоящее время применяются передвижные массоизмери-тельные установки АСМА-Т производства серафимовского опытного завода «Нефтеавтоматика».
Установка АСМА-Т (см. таблицу) предназначена для определения дебитов жидкости, нефти и воды путем прямого измерения (взвешивания) массы жидкости (газожидкостной смеси) нефтяных скважин. Объем нефтяного газа измеряется вихревыми счетчиками газа типа СВГ с одновременным замером температуры и давления. Полученные результаты приводятся к нормальным условиям в контроллере. Содержание воды в продукции скважины измеряется влагомером ВСН-2-50.
Газожидкостная смесь от скважины по гибким рукавам через фильтр поступает на вход сепаратора и каплеуловителя, где происходит сепарация газа на участке до измерительной емкости. В последней происходят сепарация оставшегося газа и накопление жидкости от нижнего до верхнего фиксированных уровней. Потоки газа после сепаратора и из измерительной емкости объединяются и поступают в газоизмерительный блок, состоящий из датчика расхода ДРГ. М-400 вихревого счетчика СВГ. М-400 и датчика расхода ДРГ. М-160 вихревого счетчика СВГ. М-160. Масса измерительной емкости вместе с жидкостью преобразуется в токовый сигнал и далее - в единицу массы. Устройство «Каскад-09М» измеряет время и вычисляет массу нетто при наполнении измерительной емкости за каждый цикл измерения.
К недостаткам установки прежде всего относится то, что она разрабатывалась как средство измерения дебита жидкости и нефти, при этом функции замера расхода газа и определения газового фактора рассматривались как второстепенные. У счетчиков существует нижний порог срабатывания от 4 м3/ч, т.е. затруднена работа установки при малом дебите газа (газовый фактор равен 20-40 м3/т при дебите нефти несколько тонн в сутки). Существенный недостаток установки АСМА-Т заключается в качестве сепарации газожидкостного потока, после которой осуществляется измерение расходов газа и жидкости. Весь направляемый для замера поток флюида после измерения возвращается в выкидной трубопровод. Это является причиной того, что:
1) выделение газа из газожидкостной смеси происходит при давлении, равном давлению в выкидной линии, при этом часть газа остается растворенной в нефти;
2) расположенный на установке сепаратор не обеспечивает отделения от измеряемого потока газа капельной жидкости, что искажает показания счетчиков; вследствие этого не происходит эффективного разделения фаз в сепараторе;
3) в некоторых условиях (большие обводненность и дисперги-рованность потока) выделения газа из жидкости практически не происходит, и весь газожидкостной поток проходит через нефтяную линию, при этом газовые расходомеры обнуляются.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 01'2011 97
Недостаток, указанный в п. 1, на современном этапе практически не устраним. Поэтому одновременно с выполнением замера из скважины отбираются пробы нефти для последующего разгазир
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.