ortoklaz пишет:

Как известно, что подсчет добычи нефти происходит приблизительно так: замеряются скважины на ГЗУ типа «Спутник» отбираются пробы жидкости и по этим данным подсчитывают, сколько тон нефти выдаёт скважина в сутки. Но есть вопрос, как правильно, нужно, брать пробу, мы берём в день с одной скважины по 5 проб все они разные, некоторые в критических диапазонах, кроме того, есть ещё разница, где её взять на ГЗУ или на скважине, если на скважине, то где правильно установить пробоотборник?

Вообще-то, плясать надо от товарного парка. Только там производится настоящий подсчет добычи нефти. Добыча нефти равняется сдача (это то, что показал коммерческий узел) плюс технологические потери. Надо знать, что в технологических потерях много всяких заморочек. Настоящий геолог, который является бухгалтером подземных недр, должен разбираться в этих заморочках. В товарный парк стекается нефть из нескольких ДНС. На ДНС также ведется учет нефти, но он не является коммерческим. Сумма добыч нефти всех ДНС теоретически должна соответствовать добыче нефти по товарному парку. Но, как правило, это бывает не всегда, а точнее, так не бывает. По ДНС добыча обычно больше чем по парку. Если эта разница не большая и постоянна, то особо не переживайте, это погрешности в измерениях. Но если разница между добычей по ДНС и добычей по парку прыгает, то бейте тревогу. Тут бы не мешало геологу, познакомится и с метрологическими параметрами замерного узла. Это значит, что-то произошло между точкой – замерной узел ДНС и точкой – коммерческий узел товарного парка. Это может быть порыв нефтепровода, воровство нефти (увеличение технологических потерь), волевая переброска добычи нефти между товарными парками, если они входят в одно управление. В этом случае сильный геолог – главный враг такого силового решения.
На ДНС стекается нефть со скважин. Каждая скважина имеет индивидуальный замер на ГЗУ (ЗУ). Теоретически суммарная добыча нефти всех скважин (еще её называют замерной добычей) должна соответствовать общей добычи нефти по ДНС. Но так тоже не бывает. Дебит нефти считается по дебиту жидкости, замеренному на ЗУ и пробе жидкости взятой со скважины. Время замера дебита жидкости не соответствует времени отбору пробы. Процент воды в пробах, как правило, находится в большом диапазоне. Поэтому по скважинам учет нефти ведется как оперативный. Пробы надо брать на вертикальном участке гусака скважины. Имея в наличие добычу нефти по ДНС как некий ориентир и достаточное количество проб и замеров дебитов, а также технологические параметры работы насосного оборудования, можно довольно точно подсчитать дебит нефти по отдельной скважине. Большим помощником в решении этого вопроса будет полученная расчетным путем зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти по месторождению или участку, а может быть и по конкретно рассматриваемой скважине.

Как установлен пробоотборник действительно имеет значение, особенно когда через пробоотборник идет вода , а через отверстие манометра( если его снять) - нефть. имеются наблюдения что процент воды меняется даже после изменения места установки по периметру трубы. особенно сложнее ситуация с периодическими скважинами.