Главная
Вход
Закрыть форму авторизации
Логин

Пароль



Регистрация
Забыли свой пароль?
Карта сайта Ру En

Форум

Регистрация  Правила  Поиск 
Закрыть
Логин:
Пароль:
Забыли свой пароль?
Регистрация
Войти
 
Выбрать дату в календареВыбрать дату в календаре

Страницы: 1
Замер дебита скважины, Качество измерения дебита скважины при нестабильном давлении в общем коллекторе.
ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ НЕ СООБЩАЕТСЯ !!!

СССР

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ
_____________________________________________
ОТРАСЛЕВАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ





ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ БЛОЧНЫМИ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ УСТАНОВКАМИ
"СПУТНИК" И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ
СКВАЖИН ПО ЖИДКОСТИ И НЕФТИ


ОСТ 39-114-80














УДК 622.245.5:658.512.6                                                              Группа Т 53

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Отраслевая система обеспечения
единства измерений                                                                      ОСТ
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ                               39-114-80
КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ БЛОЧНЫМИ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ УСТАНОВКАМИ
«СПУТНИК» И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ
СКВАЖИН ПО ЖИДКОСТИ И НЕФТИ                                   Введён впервые


Приказом Министерства нефтяной промышленности
от 23.01   1981 г. №60 срок введения установлен
                                                                          с 01.07 1981 г.
   _______________

     Настоящий стандарт устанавливает порядок выполнения измерений количества жидкости и определения дебитов скважин, подключенных к блочным измерительным установкам «Спутник» (в дальнейшем установкам «Спутник») и их модификациям, находящимся в эксплуатации и использующим для измерений объёмный счётчик, устройство регулирования расхода, замерный сепаратор.
     Стандартом предусматривается установление порядка проведения двух видов измерений:
     для оперативного контроля режимов работы скважин;
     для контроля режима разработки месторождения.

























1.  СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

  Для выполнения измерений количества жидкости установками «Спутник» должны использоваться следующие средства измерений:
счётчик жидкости турбинный «ТОР», изготовленный по ТУ 39-01-255-76;
  термометры стеклянные жидкостные типа А с ценой деления шкалы 0,5ОС по ГОСТ 9177-74 с пределом измерения от минус 20 до плюс 100С;

  манометры типа МТИ класса точности 1,0 по ГОСТ 2405-72;
  устройство для определения объёмного содержания свободного газа в нефти «УОСГ-100», изготовленное по ТУ 39-01-07-419-78;
  контейнер для отбора проб жидкости, расчитанный на давление 4,0 МПа и имеющий ёмкость не менее 0,0005 м3.

2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
Метод измерений – объёмный. Выполнение операций измерений количества жидкости должно производиться автоматически или вручную путём поочерёдного подключения каждой скважины на режим измерения.

3. ПОРЯДОК ПОДГОТОВКИ
И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

  3.1.Порядок подготовки и выполнения измерений количества жидкости установками
«Спутник» и определения дебитов скважин по жидкости и нефти для оперативного контроля режимов работы скважин должен быть следующий:
  подключить выбранную скважину для измерения;
  установить время коррекции, предел времени измерения в блоке управления и индикации (БУИ);
включить БУИ для автоматического счёта импульсов со счётчика за установленное время измерения;
  определить количество жидкости;
  определить дебит скважины по жидкости и нефти.
  3.1.1. Время коррекции (время, необходимое для установления влияния переходных процессов, возникающих при переключении скважин на измерение, на точность измерения) должно быть не менее 0,5 часа.
  3.1.2. Время измерения количества жидкости для каждой скважины должно составлять 4-24 часа.
  3.1.3. Количество жидкости должно определяться по формуле:
             V=                                       (1)
где V-количество жидкости, м³;
      0,05-цена одного импульса, м³;
      n-количество импульсов за время измерения;

    K=                                     (2)

где К - поправочный множитель для исключения систематической составляющей
           погрешности измерения количества жидкости, должен определяться один раз в
           квартал цехом по добыче нефти и газа с выполнением операций по п. 3.2.3
           стоящего стандарта;

К1-коэффициент, учитывающий содержание в безводной нефти остаточного
          растворённого газа, должен определяться по графику обязательного приложения 1;
К2-поправочный множитель, учитывающий изменение объёма жидкости за счёт
          свободного газа в нефти, должен определяться устройством «УОСГ-100» по
          руководящему документу  МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное газосодержание»                                    
W - обводненность скважины в объёмных процентах, должна определяется по
ГОСТ 2477-65.
  3.1.4. Периодичность измерения количества жидкости по каждой скважине должна составлять 2-10 раз в месяц.
  3.1.5 Дебит скважины по жидкости должен определяться по формуле:
Qж=( )               (3)
где   Qж- дебит скважины по жидкости, м³/сут;
       V-количество жидкости, м³;
        t-время измерения, ч;
        24-количество часов в сутках.
  3.1.6. Дебит скважины по нефти должен определяться по формуле:
Qн=Qж                          (4)
3.2. Порядок подготовки и выполнения измерений количества жидкости установками
«Спутник» и определения дебитов скважин по жидкости и нефти для контроля режима разработки месторождения должен быть таким же, как в п. 3.1 настоящего стандарта. В данном случае отсчёт по шкале отсчётного устройства счётчика снимается визуально в начале и в конце измерения.
3.2.1 Время коррекции должно устанавливаться в соответствии с п. 3.1.1 настоящего
стандарта.
  3.2.2.Время измерения  количества жидкости для каждой скважины  должно быть от 4 до 24 часов в зависимости от дебита скважины по жидкости и определяется по таблице.


Зависимость времени измерения количества
жидкости от дебита скважины по жидкости

Дебит скважины по жидкости, м³/сут. Время измерения, ч

До 20

от 20 до 35

от 35 до 60

от 60 до 100

более 100
24

16

10

6

4


  3.2.3. В процессе измерения количества жидкости дополнительно должны быть выполнены следующие операции:
  измерено давление на установке «Спутник»;
  измерена температура жидкости;
  отобрана проба жидкости для определения:
  кинематической вязкости жидкости по ГОСТ 33-66;
  плотности жидкости и нефти по ГОСТ 3900-47;
  обводненности по ГОСТ 2477-65.
  3.2.4.Количество жидкости должно определятся по формуле:
       V=(Vк-Vн)•[K1+(1-K1)• ]•K2•K3•K4, (5)
где     V-количество жидкости, м3;
          Vк -отсчёт по шкале отсчётного устройства счётчика в конце измерения, м3;
          Vн -отсчёт по шкале отсчётного устройства счётчика в начале измерения, м3;
К1 и К2-должны определятся согласно п. 3.1.3 настоящего стандарта;
          К3-поперечный множитель на температуру измеряемой жидкости, должен определятся по графику обязательного приложения 2;
          К4-поправочный множитель на вязкость измеряемой жидкости, должен определятся по графику обязательного приложения 3;
  3.2.5. Периодичность измерения количества жидкости по каждой скважине должна быть не реже одного раза в квартал.
  3.2.6. Дебит скважины по жидкости должен определятся по формуле (3) п. 3.1.5 настоящего стандарта.
  3.2.7. Дебит скважины по нефти должен определятся по формуле (4) п. 3.1.6. настоящего стандарта.
  3.2.8. Пример пользования приведенными формулами показан в справочном приложении 4.

4. ЧИСЛОВЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
  4.1. Для оперативного контроля режимов работы скважин основная относительная погрешность измерения количества жидкости находится в пределах 6%.
  4.2. Для контроля режима разработки месторождения основная относительная погрешность измерения количества жидкости находится в пределах 2.5%.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ
  Выполнение операций измерений количества жидкости установками "Спутник", отбор проб жидкости, определение содержания свободного газа в нефти должны производится  персоналом, имеющим специальную подготовку, предусмотренную Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих.









































  ПРИМЕР РАСЧЁТА КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ И ДЕБИТА
  СКВАЖИНЫ ПО ЖИДКОСТИ И НЕФТИ

Подключаем для измерения скважину со среднесуточным дебитом
Qж=84 м3/сут. по п. 3.2 настоящего стандарта.
Время коррекции 0,5 ч.
Время измерения 6 ч. (определяем по таблице п. 3.2.2).
Выполняем операции по п.п. 3.2.3 и 3.2.4;
измеренное давление P=1,4 МПа;
измерённая температура t=160C;
количество жидкости, прошедшее через счётчик за время измерения Vсч =Vк-Vн=22 м3.
Результаты анализа пробы жидкости:
кинематическая вязкость жидкости Vж=43,6•10-6 м2/с;
плотность нефти ρн=0,894 кг/м3;
обводненность W=65%.
Находим значения поправочных множителей:
K1=0,986(см. приложение 1 для P=1,4 МПа и ρн=0,894 кг/м3);
К2=0,978(определяем по МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное  газосодержание»);
К3=1,004 (см. приложение 2 для t=160C и ρн=0,894 кг/м3);
К4=0,951 (см. приложение 3 для Vж=43,6•10-6 м2/с).
Определяем количество жидкости по формуле (5) с учётом всех поправочных множителей
  V=22  [0,986+(1 - 0,986) ] 0,978 1,004 0,951=20,44 м3.
Определяем дебит скважины по жидкости по формуле (3)

Qк =(20,44/6)•24=81,76 (м3/сут).

Определяем дебит скважины по нефти по формуле (4)

Qн =81,76•(I - 65/100)=28,62 (м3/сут).

Определяем количество жидкости, прошедшей через счётчик, с учётом только двух коэффициентов К1 и К2

V`=22•[0,986+(I-0,986)•65/100]•0,978=21,41(м3).

Сравнивая значения Vсч и V` с истинным значением V, находим относительные погрешности
1=((Vсч - V)•100%)/V=((22-20,44)/20,44)•100%=7,63% (без учёта поправочных множителей),
2=((V`-V)•100%)/V=((21,41-20,44)/20,44)•100%=4,74% (с учётом только двух коэффициентов К1 и К2).





ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

Изм. Номер листов (страниц) Номер доку-мента
Подпись
Дата Срок введения измене-ния
Изменен-ных замененных новых аннулирован-ных
Страницы: 1

  © 2018 Компания «ОЗНА»
Правила использования | Помощь по сайту | Контакты
Создание сайта Уфа - Architect Создание сайта Уфа - Architect