Например согласно ГОСТ время замера жидкости на АГЗУ Спутник для скважин з дебитом менее 20 м3/сутки должен составлять 24 часа. К Спутнику подключены 14 скважин, периодичность замера дебита раз 7 дней. Выходит чтобы померить дебит нужно 24*14/24=14 дней! Значит мы не сможем проводить замеры с заданной переодичностю. Если снизить время замера - снизится погрешность измерения и ето мероприятие будет несоответствовать ГОСТ (не соблюдение преследуеться!!!)! Если не хватает календарного времени на замер всех скважин подключенных к Спутник можна комбинировать например измерив скважину с дебитом 100 м3/сутки за 4 часа, можна подключить ету скважину с скважиной с дебитом 20 м3/сутки опять же на 4 часа,! Дебит скважины с приблизительным дебитом 20 м3/сутки найдем как разницу 120-100=20 м3/сутки. Но при етом также неизвестно как поведет себя погрешность! Плюс ко всему етому когда,как и откуда под час замера отбирать пробу нефти. В процесе откачки обводненность были случаи менялась от 50-90 %. Давайте делится настоящими живыми проблемами!!! Жду
Например согласно ГОСТ время замера жидкости на АГЗУ Спутник для скважин з дебитом менее 20 м3/сутки должен составлять 24 часа. К Спутнику подключены 14 скважин, периодичность замера дебита раз 7 дней. Выходит чтобы померить дебит нужно 24*14/24=14 дней! Значит мы не сможем проводить замеры с заданной переодичностю. Если снизить время замера - снизится погрешность измерения и ето мероприятие будет несоответствовать ГОСТ (не соблюдение преследуеться!!!)! Если не хватает календарного времени на замер всех скважин подключенных к Спутник можна комбинировать например измерив скважину с дебитом 100 м3/сутки за 4 часа, можна подключить ету скважину с скважиной с дебитом 20 м3/сутки опять же на 4 часа,! Дебит скважины с приблизительным дебитом 20 м3/сутки найдем как разницу 120-100=20 м3/сутки. Но при етом также неизвестно как поведет себя погрешность! Плюс ко всему етому когда,как и откуда под час замера отбирать пробу нефти. В процесе откачки обводненность были случаи менялась от 50-90 %. Давайте делится настоящими живыми проблемами!!! Жду
Если такой фонд и хочешь соблюдать ГОСТ.....Пректируй меньше скважин на одну ЗУ-шку..... Но имей ввиду - несоблюдение ГОСТ-ов заведомо дает повод для претензий со стороны надзорных органов.....
Если такой фонд и хочешь соблюдать ГОСТ.....Пректируй меньше скважин на одну ЗУ-шку..... Но имей ввиду - несоблюдение ГОСТ-ов заведомо дает повод для претензий со стороны надзорных органов.....
Да интересно! ну например Проект был сложен на 14 скважин с дебитом 100 м3/сутки каждая, в етот период когда скважины работали с таким дебитом дефицита календарного времени не было 14*4 час/ 24 час=2.33 сутки. Дебиты упали к 20 м3/сутки. Теперь календарного времени не хватае на замер всех скважин! На составление нового проекта, изысканий, виделения земли, с плохим финансированием (такие реалии) на установку новой ГЗУ уйдет 1-4 лет. Этот проект еще надо продвигать, так как в период снижения добычи нефти на месторождении никто под средства измерения деньги выделять не хочет (как правило)! Тем не менее чтобы соблюдать ГОСТ до постройки новой ГЗУ к чему прибегать! Ну же специалисты подключайтесь к обсуждению! Я уверен что много нюансов про замер дебитов нефтяных и газовых скважин с разлизным выдом экплуатации вплывет!
В "Татнефти" на такие дебиты применяют мобильные установки (на базе "Садко", "ГАЗ"). Если у Вас не высокий газовый фактор, и можно будет обойтись без сепаратора, то установку можно разместить на базе "УАЗа" или любого легкового пикапа/фургона. Решение сравнительно дешевое и без постоянной привязки к одной скважине. А можно сделать еще проще, с того же "УАЗа" раскидать от 4 до 6 измерителей, а потом через какое-то время собрать. Правда меряет этот измеритель только дебит (массу) пластовой жидкости без учета газа.
В "Татнефти" на такие дебиты применяют мобильные установки (на базе "Садко", "ГАЗ"). Если у Вас не высокий газовый фактор, и можно будет обойтись без сепаратора, то установку можно разместить на базе "УАЗа" или любого легкового пикапа/фургона. Решение сравнительно дешевое и без постоянной привязки к одной скважине. А можно сделать еще проще, с того же "УАЗа" раскидать от 4 до 6 измерителей, а потом через какое-то время собрать. Правда меряет этот измеритель только дебит (массу) пластовой жидкости без учета газа.
Согласен что скважины с дебитом до 5 м3 жидкости в сутки можна замерить как више перечисленными передвижными установками так и простой автомобильной емкостю (или например емкостю на прицепе или санях). Но 1. Как быть с учетом газа (дебита скважины по газу) так как нефтяные скважин из разных месторождений представлены в основной своей массе только скважинами з газовым фактором не менее 30 м3/т? 2. Передвижение мобильных установок это лишние затраты, которые в условиях поздней стадии разработки месторождений всегда лучше и нужнее направлять на поддержание роботоспособности фонда и увелечиния добычи. 3. Пример если на месторождении 180 експлуатационных скважин и 13 ГЗУ значит потребность в мобильных установках составит по крайней мере не меньше 16 шт. (по машине на ГЗУ и 3 машины резерва), еще дополнительно штат водителей 32 шт. итд. если учесть время на проведения тендера, выбивание средств, поиск добросовестного поставщика, доставка итд. тоже по меньшей мере год. 4. Если собственными силами установить оборудование для замера так ето надо пройти метрологическую атестацию нового средства измерения - тоже долго (кроме замера на простую эмкость). НУ в основном Главная загвоздка в п. 1 . Как быть с учетом газа! Скважин с дебитом менше 2000 м3/сутки у меня нет., а значит и не будет возможности его утилизировать.
А как произвести расчет дебита скважины т.е. по какой формуле?
Да просто все. Записываешь показания счетчика. Засекаешь время и пускаешь скважину на замер. Когда нужно (сутки или меньше - по обстоятельствам) опять засекаешь время и пускаешь скважину в общий коллектор. Считываешь показания со счетчика. Таким образом у тебя есть объем добытый скважиной за время замера (разность первого и второго значения снятого с расходомера) и время работы. Дальше объяснять?
Да просто все. Записываешь показания счетчика. Засекаешь время и пускаешь скважину на замер. Когда нужно (сутки или меньше - по обстоятельствам) опять засекаешь время и пускаешь скважину в общий коллектор. Считываешь показания со счетчика. Таким образом у тебя есть объем добытый скважиной за время замера (разность первого и второго значения снятого с расходомера) и время работы. Дальше объяснять?
Делишь добытый объем на время работы (в любых единицах - часы, минуты, да хоть секунды) - получаешь дебит в единицу времени. Потом пересчитываешь полученную цифру в суточный дебит. PS - Вот не знал, что такое нужно обьяснять...
В "Татнефти" на такие дебиты применяют мобильные установки (на базе "Садко", "ГАЗ").
1. А как оценивается АСМА для наземных измерений? Точность у нее выдерживается? 2. И по скважинным измерениям расхода и состава. Чем сейчас принято измерять, какими приборами и как обсчитывать? Сейчас начинаю заниматься Smart well, ищу информацию. набрел на www/smart-well.ru. там еще не все готово. И какая-то метода по температуре измерять расход с точностью до процента... Врут?
Делишь добытый объем на время работы (в любых единицах - часы, минуты, да хоть секунды) - получаешь дебит в единицу времени. Потом пересчитываешь полученную цифру в суточный дебит.
Если Вас интересует дебит нефти (думаю, что интересует), то надо во время замера отобрать устьевую пробу. После определения содержания воды (нефти) в продукции, дебит жидкости (замеренный как было сказано выше) умножаете на % нефти и получаете объемный дебит нефти (м3/сут). Умножив его на плотность нефти, получите весовой дебит нефти (т/сут).
И какая-то метода по температуре измерять расход с точностью до процента... Врут?
Сложно сказать. Если расходометр настроенный, то на чистую нефть и можно показать точность менее 1 процента. В реальности разброс по фазам потока (нефть, газ, вода), по моему мнению, получается от 3% до 5%. И то, если использовать текущие модные технологии.
Сложно сказать. Если расходометр настроенный, то на чистую нефть и можно показать точность менее 1 процента. В реальности разброс по фазам потока (нефть, газ, вода), по моему мнению, получается от 3% до 5%. И то, если использовать текущие модные технологии.
Все элементарно! Покупаете у Шлюмберже трехфазный расходомер за 200 000 $ для каждой скважины. Для Татнефти их понадобится около 10000. Умножаете и закрываете Татнефть.
Все элементарно! Покупаете у Шлюмберже трехфазный расходомер за 200 000 $ для каждой скважины. Для Татнефти их понадобится около 10000. Умножаете и закрываете Татнефть.
Вариант для бедных: в СибНИИНП Новопашиным был разработан дебитомер - суть следующая: на штуцере создается перепад давления достаточный для создания "критического" (течение близкое к скорости звука) режима течения флюида - при таком режиме поток обладает хорошей гомогенностью. Из штуцера специальным жиклером (соотношение перпендикулярных сечений штуцера и жиклера известно) отбирается проба флюида и дегазируется в сепараторе через счетчик газа (в атмосферных условиях) - а в сепараторе остается устьевая проба жидкости. Далее за время замера известен расход через жиклер. Умножив/поделив на соотношение сечений штуцера и жиклера имеем дебит по газу/нефти/воде. 2 варианта поиметь такой метод: К Новопашину в ТюменНИИгипрогаз. К Ярышеву в СибНИИНП. На мой взгляд первый вариант предпочтительнее.. Этот метод имеет множество недостатков, однако, я видел рецензию ЦКР (кажется у Ярышева) где рекомендовано применять данный метод СОВМЕСТНО с другими. В данном случае как раз можно выйти из положения как купив технологию у кого-то из приведенных выше. Да, если оборудовать скважины штуцерным стаканом Школьного 1 бригада из 2-х чел за день сможет легко обработать 1 куст.
Какие только результаты не видел. И несколько компаний в одно время встык друг за другом замеряли и одну скважину с перерывом разными установками. Ориентир все равно стационарное ГЗУ остается, хоть и дает только дебит по жидкости. Ну вот и получается - новомодные технологии трехфазного замера дают разбросы до 200%... есть и больше. О чем тогда говорить?
Или вам говорят скважина 30 м3/сут по жидкости и ГФ 80 м3/м3. Замеряйте. АГТЗУ - 30 м3/сут по жидкости, а ГФ 1000 м3/м3. "Такого у нас не бывает" - достойный ответ на ваши изыскания...
Или как у нас любят говорить: "Замеряйте, только у вас 12 часов не больше" (и то повезло)
Все теоретиченские разработки расчитаны на определенные условия работы, чаще всего "идеальные". А скважина работает как работает и не всякая установка это "переваривает". Если сервис грамотный и понимает в своей установке, то они выдадут достоверный результат.
Какие только результаты не видел. И несколько компаний в одно время встык друг за другом замеряли и одну скважину с перерывом разными установками. Ориентир все равно стационарное ГЗУ остается, хоть и дает только дебит по жидкости. Ну вот и получается - новомодные технологии трехфазного замера дают разбросы до 200%... есть и больше. О чем тогда говорить?
Я не занимался непосредственно замерами дебитов, но работая с измерительными системами, мне лично вот, что интересно: с чем Вы, господа, проводите сравнение, что является эталоном при оценке того, правильно измерил дебит экспериментальный прибор или нет, откуда вообще цифры эти берутся 20% или 200%. Если исключить варианты, когда как говорится "глазом видно" расхождение, как определить правильность замера? ГЗУ-ушка, как я понимаю крайне несовершенный прибор, тоже измеряет +/- лапоть, а учитывая цикличность ее работы с каждой конкретной скважиной, вообще результаты замера ГЗУ нельзя использовать как эталонные. ИМХО, когда надо померить три фазы (вода, нефть, газ) задача и вовсе переходит в разряд фантастики. Насколько мне известно в РФ не существует даже стенда для поверки трехфазных измерителей, как средств измерения, а следовательно если измерители не поверяются, то их результаты это всего лишь гадание на кофейной гуще, не более того. Просветите, пожалуйста, так ли это на самом деле, не дайте пропасть в неведении
Я полностью с тобой согласен Тем более хоть и меняют киповцы приборы как не крути все старье за исключением новые кусты Методы четкого замера существуют у Америкосов, но даже для них это дорого У китайцев есть, но принаших морозах да и кто будет обслуживать....(так..жики), там копьютерные станции каши не сваришь Выход один почаще ручной замер делать ........хотя это тоже не то Телемеханика хреновая у нас непродуманная один раз забабахали и все, а теперь спустя 15 лет очухались
У китайцев есть, но принаших морозах да и кто будет обслуживать....(так..жики), там копьютерные станции каши не сваришь
А у китайцев правда, что-то есть для замера трех фаз, да еще и в потоке? Если не сложно бросьте в личку ссылочку, может мы у них купим, да доведем до ума.
ГЗУ-ушка, как я понимаю крайне несовершенный прибор, тоже измеряет +/- лапоть, а учитывая цикличность ее работы с каждой конкретной скважиной, вообще результаты замера ГЗУ нельзя использовать как эталонные.
не более аргументировано...
Получаю на руки результаты замеров, в которых порядка 50% результатов вылетают по критерию "глазом видно", но это опять же, если брать за эталон данные ГЗУ. Замеряют скв. с дебитом 113 м3/сут (ГЗУ) по жидкости, а установка дает 267 м3/сут...
Значит ли это, что я должен ехать в КБ где делали установку и перебирать схему в поиске проблемы? Нет, но если бы люди выполнявшие замер не поленились или не побоялись написать, что возможно было не так во время замеров, то было бы проще найти среди множества сомнительных данных достоверные и уже им уделить внимание и установить какой из замеров дает в текущих условиях работы скважины надежные результаты...
А замеры, насколько я знаю, делают на сертифицированных установках... которые кстати проходят испытания.
Так я и не стремлюсь быть "истинной в последней инстанции", для того и пишу, что бы разобраться. Что-то немного знаю, где-то слышал мнение других людей, вот и стало интересно, а судьи-то кто? Каким инструментом соответствующим образом поверенным и сертифицированным проверяете полученные данные (кроме большого жизненного опыта)? А так пока получается (потому что фактов ни кто не привел), что ГЗУ меряет правильно потому что мы ей всю жизнь меряли и наверно у нее есть сертификат. А я вот усомнился, первое: правильно ли измеряет ГЗУ дебит жидкости (даже не нефти). Чем эта правильность подтверждена. второе: правильно ли она измеряет (и измеряет ли вообще) все три фазы, газ, нефть, воду третье: достаточна ли та периодичность с которой меряет ГЗУ для правильно оценки дебита, т. е. соотнесите периодичность изменения дебита и периодичность измерения.
На ГЗУ можно замерять данную скв нужное вам кол-во времени.
Можно, согласен. Только если на ГЗУ "завязано" минимум 5 скважин, то никто в практике не позволяет держать ее долго на замере одной скважины. Не претендую на истинность, но я слышал, что реально замер на одной скважине с помощью ГЗУ производится раз в сутки не чаще.
к чему такая точность по скважине если АГЗУ показывает мгновенный расход, всегда можно пригнать АСМА-Т и сделать контрольный замер дебита, после ввести поправки в КИПовскую аппаратуру и то...дебит надо соотносить с уровнем да еще и показания телеметрии эцнки, и газовый фактор учитывать, что опять же среднее по месторождению
точность важна на днс на счетчике, на ЦППНке, а на кусту дебит это укрупнено-приведенный показатель а i-й промежуток времени, так же как и обводненность и динам.уровень
к чему такая точность по скважине если АГЗУ показывает мгновенный расход, всегда можно пригнать АСМА-Т и сделать контрольный замер дебита, после ввести поправки в КИПовскую аппаратуру и то...дебит надо соотносить с уровнем да еще и показания телеметрии эцнки, и газовый фактор учитывать, что опять же среднее по месторождению
Вам виднее нужна точность или нет, это я интересуюсь нужна ли точность и в каких пределах. Поправьте если я не прав, ГЗУ это не средство измерения, а средство контроля за технологическим процессом. Тем более в свете того, что Вы сказали, вообще получается, что на ГЗУ общая температура по больнице измеряется, а не дебит. Например уровень в этот день не отбивали и газовый фактор взят "с потолка" (значение которого изначально величина виртуальная, т. к. нет приборов для его нормального измерения) получаем на выходе ежиков или крокодилов, а не дебит. Для чего тогда ГЗУ, кстати сколько она стоит? АСМА весит, как я слышал тонн 14, не везде ее можно подтащить. И потом что за датчики в ней, как меряют с какой погрешностью, чем проверить, что она не ежиков на выходе показывает, а именно необходимый всем дебит. Не принимайте за зануду, просто мы темой измерения многопластовых жидкостей занимались, тема интересная, но не удалось найти работающее решение. Поэтому очень хочется понять что и как работает, для чего все эти ГЗУ и АСМЫ дорогие и громоздкие, если потом все равно на ДНС измерят и скажут.
Именно как средство контроля техпроцеса добычи, мониторинга работы куста. На выходе мы получаем параметр работы скважины -сам показатель хотя и находится в пределах "интуитивно понятной" погрешности - в пределах техрежима скважины, но более важна его динамика его изменения в процессе работы скважины Тем более что замер идет не в постоянном режиме а с некой периодичностью - цель - обеспечение в минимуме за сутки замера по разу всех скважин подключенных к АГЗУ.
у самого счетчика в АГЗУ (ТОР, НОРД) погрешность в 1-1,5% На ДНСке замеряется откачка нефти за сутки, с учетом дегазации - 2-х ступеней сепарации, с отделением воды части мехпримесей оседающих в сепараторах РВСах а на АГЗУ мгновенный дебит скважинной жидкости, сумма этих дебитов в перерасчете на нефть не будет равна суточной откачке ДНСки
Компания Argosy Technologies, Ltd предлагает сертифицированное и запатентованное решение по модернизации АГЗУ «Спутник» - систему R-AT-MM, которая является средством измерений, удовлетворяющим требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.
Сложно сказать. Если расходометр настроенный, то на чистую нефть и можно показать точность менее 1 процента. В реальности разброс по фазам потока (нефть, газ, вода), по моему мнению, получается от 3% до 5%. И то, если использовать текущие модные технологии.
smart-well обещает дать презентацию по многопластовым скважинам
Все элементарно! Покупаете у Шлюмберже трехфазный расходомер за 200 000 $ для каждой скважины. Для Татнефти их понадобится около 10000. Умножаете и закрываете Татнефть.
smart-well.ru объясняет, как замерять пообъектные расходы с многопластовых скважинах
Меня интересует замер дебита через передвижную установку. Нужен потенциальный подрядчик, пишите и присылайте свои предложения, район предполагаемых работ - р-н г.Н.Уренгой (южнее на 2 часа)
Меня интересует замер дебита через передвижную установку. Нужен потенциальный подрядчик, пишите и присылайте свои предложения, район предполагаемых работ - р-н г.Н.Уренгой (южнее на 2 часа)
Вариант для бедных: в СибНИИНП Новопашиным был разработан дебитомер - суть следующая: на штуцере создается перепад давления достаточный для создания "критического" (течение близкое к скорости звука) режима течения флюида - при таком режиме поток обладает хорошей гомогенностью. Из штуцера специальным жиклером (соотношение перпендикулярных сечений штуцера и жиклера известно) отбирается проба флюида и дегазируется в сепараторе через счетчик газа (в атмосферных условиях) - а в сепараторе остается устьевая проба жидкости. Далее за время замера известен расход через жиклер. Умножив/поделив на соотношение сечений штуцера и жиклера имеем дебит по газу/нефти/воде. 2 варианта поиметь такой метод: К Новопашину в ТюменНИИгипрогаз. К Ярышеву в СибНИИНП. На мой взгляд первый вариант предпочтительнее.. Этот метод имеет множество недостатков, однако, я видел рецензию ЦКР (кажется у Ярышева) где рекомендовано применять данный метод СОВМЕСТНО с другими. В данном случае как раз можно выйти из положения как купив технологию у кого-то из приведенных выше. Да, если оборудовать скважины штуцерным стаканом Школьного 1 бригада из 2-х чел за день сможет легко обработать 1 куст.
ИМХО дает погрешность по дебитам 15-20%
Нашел сертификат:
Имеютсяуточнений... Метод в принципе описан верно, вот только погрешность измерения указана неверно... Как известно погрешность измерения существенно зависит от обводненности продукции скважин, у массоизмерительной установки ОЗНА Массомер например предел 7% согласно официальному релизу. У описанного метода на безводной или практически безводной нефти 5%, метод вполне укладывается в требования ГОСТа, а что до предпочтений господина Ложкина, в свое время позорно бежавшего от того же Ярышева не сдержав обещаний, так это просто антиреклама...
Имеютсяуточнений... Метод в принципе описан верно, вот только погрешность измерения указана неверно... Как известно погрешность измерения существенно зависит от обводненности продукции скважин, у массоизмерительной установки ОЗНА Массомер например предел 7% согласно официальному релизу. У описанного метода на безводной или практически безводной нефти 5%, метод вполне укладывается в требования ГОСТа, а что до предпочтений господина Ложкина, в свое время позорно бежавшего от того же Ярышева не сдержав обещаний, так это просто антиреклама...
Вот вам информация на размышление. ЗАО "НРС", г.Нижневартовск, делает трехфазные замерные установки (АГТЗУ). Продукция скважины разделяется (!) на нефть, воду и газ непосредственно на месте, из сепарационной емкости по трем трубам выходят нефть, вода и газ (разделение великолепное!), далее жидкие фазы замеряются "вёдрами" - мерными сосудами (всё это в автоматическом режиме). Всё элементарно просто: нет никаких оснований не верить. Замер жидких фаз объемный, правда, они собираются изготовлять "массовые" мерники. Делают и передвижные ЗУ (на трале). Диапазон дебитов - от нуля до "сколько надо (качественное разделение происходит при дебитах до 600кубов нефти, до 600 кубов воды в сутки - если выше, то качество разделения ухудшается), причем погрешность никак не зависит от степени обводненности, от дебита. Всё это происходит в замкнутой системе, при коллекторном давлении. Замеренная продукция сливается в коллектор как и во всех Спутниках. Такая установка работает на Федоровском месторождении (г. Сургут Тюменской обл).
Лично ездил на установке НРС-40-2-400-400 две недели по полям. Из трех скв. адекватные замеры дебита по трем фазам получили только на одной (тихо мирно работающей скв). При этом повторяемость на этой же скв получить не удалось...
Лично ездил на установке НРС-40-2-400-400 две недели по полям. Из трех скв. адекватные замеры дебита по трем фазам получили только на одной (тихо мирно работающей скв). При этом повторяемость на этой же скв получить не удалось...
Если ЗУ исправна, то нельзя получить "неадекватные" замеры. Там же всё на виду. Если что-то вызывает подозрение, можно секундомером засекать время наполнения мерника и делать свои выводы. Я был свидетелем "проверки" замеров АГТЗУ другой (передвижной) установкой. На моё удивление, при дебите более 500 кубов в сутки (по общей жидкости) расхождение составляло менее 1 куба. А по обводненности "образцовая" установка "не обнаружила" наличие нефти, а замер по АГТЗУ с хорошей точностью подтвердил геологические данные. Там была высокая обводненность (примерно 94%).
Как определить "исправность" в полевых условиях? Нам поставили установку. Сказали, что она прошла проверку. И что?
То что вы пишите - я не опровергаю, установка должна работать. Особенно, если рядом есть люди которые ее собирали... Но когда она идет в широкое пользование и у вас есть только "обученный" оператор/мастер...
Ситуация 1. Скв. обводненность ~50%, так что ожидается что оба мерника будут работать примерно одинаково. Но почему-то оба мерника вместе не запонялись - работал один из двух и давал "правильный" (если ориентироваться на ГЗУ) дебит по жидкости. Закрываешь его, работает через другой. Открываешь оба - работает один. Увидеть как раз ничего и не удается. То что на контроллере нарисовано - понятно, он отображает что в мерниках. Но он же не пишет почему один заполняется, а другой нет. Ухо к трубе прикладываешь - один журчит, другой нет.
Ситуация 2. Вроде оба мерника работают, все нормально преключаются. Из водяной пробу отбираешь - нефть...
Ситуация 3. Скв. дебит ~40 м3, обводненность ~50%. Мерники не успевают опорожняться. практически одновременнно преключаются на сброс и один противотоком поддавливает другой. В это время другая секция заполняется и преключается на сброс, а другая еще непустая. Раз и сбой ГЗУ, оба мерника под горло...
Ситуация 4. Поработали на одной скв., подбились к другой. Замеры газа пошли импульсами: тишина, пачка... Счетчик газа глючит или что?
Как определить "исправность" в полевых условиях? Нам поставили установку. Сказали, что она прошла проверку. И что?
Если Вы видите, что мерники наполняются и сливаются, значит они работают. Ситуация 1. Да, но при определенных условиях одна (нефтяная)линия может не работать, например, если при запуске или после замера дебита жидкости по нефтяной линии в гидрозатворе (в колене) нефтяной линии осталась вода. В этом случае надо на несколько минут закрыть водяную линию (пока не заработает нефтяная линия), затем открыть. Еще неск. минут подождать, пока не наступит динамическое равновесие. Вот после этого можно по частоте наполнений мерников судить об обводненности. Вообще, до начала замера нужна некоторая стабилизация. Время стабилизации зависит от степени обводненности - при соотношении 50 на 50 стабилизация наступает быстро. Ситуация 2. Вроде... Надо ответить точно. Если оба мерника работают, такого быть не может. Возможно, в соске пробоотборника были остатки нефти после "неправильного" использования. Возможно, перед этим замеряли дебит жидкости по водяной линии. Возможно, нарушена регулировка воронки. Ситуация 3. Бывает при переключении на замер следующей скважины, через неск. минут она нормализуется без какого-либо вмешательства человека (или после "сброса аварии"). Ситуация 4. На скважинах с дебитом до 100 кубов в сутки такое бывает. В стволе скважины происходит некоторое разделение продукции на фазы, и потому идет то "пачка" нефти (и газа), то "пачка" воды. Именно по этой причине пробы с устья скважины порой имеют очень большой разброс по обводненности. Это не вина ЗУ, надо увеличить время замера.
Хорошо, что вы "не встали в позу", а разбираете ситуации и поверьте вы первый (!) человек, кто дал более менее связанное предположение о проблемах хотя бы со слов... Из ваших слов (хотя это и так понятно) получается вывод, что замеры должен сопровождать соответствующий персонал... Но это на грани с фантастикой... По моему личному мнению, должно быть развернутое руководство в помощь тем кто работает с установкой и не имеет большого опыта работы именно с ней. Каждая установка имеет свои особенности и универсала разбирающегося во всех типах я не уверен, что удасться найти. Выполнили формальную часть по документации, приложите развернутое руководство. Я то, что было, раз десять перечитал, пока замеры вели. Но там ведь, сами знаете, сколько написано.
А теперь к тому что Вы пишете.
Что стоит в колене можно определить только по пробам из краника - вижу нефть - нефть как еще гидрозатвор определить?
Что считать стабилизацией тоже непонятно. В руководстве написано после четырех циклов заполнения мерников, если не ошибаюсь. А в сепарационной емкости сколько вообще не понятно... Была бы хоть какая-нибудь индикация заполнения емкости было бы понятно где мы. А то расчитывали стабилизацию исходя из объема емкости и дебита скв.
"Нештатные" ситуации отследить очень сложно. Та же воронка. Где она находится? Только по заворотам регулировочных болтов до упора... причем не понятно ни какой у них ход, ни сколько оборотов до упора.
И еще по ситуации 2. Да ну какая нефть в соске. Сколько ее там? Если больше сказать, то ситуация была вообще плачевной. Встали на скв. Выждали расчетное время до "стабилизации". Все работает - оба мерника считают. По пробам все в порядке, в водяной - чистая вода, в нефтяной - нефть. Оставили на ночь, утром - то что я написал. Замеры в топку.
Про пачки ситация вообще непонятная была. Когда консультировались по этому вопросу, было мнение, что в газовую линию могла попасть жидкость и датчик дебита газа згрязнился, к чему он очень чувствителен и стал подвирать. Это, кстати, также невозможно продиагностировать на месте! По электронике все ОК...
По ситуации 4. Это понятно. Все делали. Но когда "пачка" считается раз в час в несколько тысяч импульсов, а при этом, даже ухом слышно как почти непрерывно работает обратный клапан, то это странно...
В итоге получается что, если что-то "нештатное" случилось, то абслолютно непонятно как своими силами вернуть установку в рабочее состоянее.
Много интересного! Но это все - расходомеры на поверхности. Там проблем измерять расходы компонентов смеси "нефть-вода-газ", в общем случае, НЕТ! Хотя бы - периодически отбирать пробы, дегазацией отбирать газ и измерять любым способом, отстаивать смесь воды и нефти, разделять и - в мерную емкость. Этот метод легко поверяется и доказать его в соответствующих метрологических органах тоже легко.
А в стационарно (более, чем на год) установленных в скважине измерительных комплексах чем измерять покомпонентные расходы: отдельно воду, отдельно - нефть? Газа нет в свободной фазе - весь растворен в жидкости...
Хотя бы принцип измерений? В такой же примитивной форме, как и для поверхности...
Кто нибудь использует на промыслах для замера дебита на конденсатных скважин многофазные расходомеры которые (в теории) позволяют без потерь мерить дебит. Такое ваще существует???
Кто нибудь использует на промыслах для замера дебита на конденсатных скважин многофазные расходомеры которые (в теории) позволяют без потерь мерить дебит. Такое ваще существует???
На газоконденсате навскидку не вспомню. А вот для нефти, например, активно используют. В районе Ближнего востока это дело любят . Хотите повысить конденсатоотдачу?
На газоконденсате навскидку не вспомню. А вот для нефти, например, активно используют. В районе Ближнего востока это дело любят . Хотите повысить конденсатоотдачу?
ну практически.. снизить потери при исследовании Головной офис предложил, чтоб потерь не было
ну практически.. снизить потери при исследовании Головной офис предложил, чтоб потерь не было
Хех , ну, что тут можно сказать. Можно, конечно, предложить вам рассказать про Vx'ы, причем не мобильные, а замерные, на базе АГЗУ "Спутник". И дальше про оптимизацию режимов работы скважин, для удержания высокого коэффициента конденсатоотдачи. Но, что-то мне подсказывает, что этот фокус не пройдет .
Например согласно ГОСТ время замера жидкости на АГЗУ Спутник для скважин з дебитом менее 20 м3/сутки должен составлять 24 часа. К Спутнику подключены 14 скважин, периодичность замера дебита раз 7 дней. Выходит чтобы померить дебит нужно 24*14/24=14 дней! Значит мы не сможем проводить замеры с заданной переодичностю. Если снизить время замера - снизится погрешность измерения и ето мероприятие будет несоответствовать ГОСТ (не соблюдение преследуеться!!!)! Если не хватает календарного времени на замер всех скважин подключенных к Спутник можна комбинировать например измерив скважину с дебитом 100 м3/сутки за 4 часа, можна подключить ету скважину с скважиной с дебитом 20 м3/сутки опять же на 4 часа,! Дебит скважины с приблизительным дебитом 20 м3/сутки найдем как разницу 120-100=20 м3/сутки. Но при етом также неизвестно как поведет себя погрешность! Плюс ко всему етому когда,как и откуда под час замера отбирать пробу нефти. В процесе откачки обводненность были случаи менялась от 50-90 %. Давайте делится настоящими живыми проблемами!!! Жду
В "Татнефти" на такие дебиты применяют мобильные установки (на базе "Садко", "ГАЗ"). Если у Вас не высокий газовый фактор, и можно будет обойтись без сепаратора, то установку можно разместить на базе "УАЗа" или любого легкового пикапа/фургона. Решение сравнительно дешевое и без постоянной привязки к одной скважине. А можно сделать еще проще, с того же "УАЗа" раскидать от 4 до 6 измерителей, а потом через какое-то время собрать. Правда меряет этот измеритель только дебит (массу) пластовой жидкости без учета газа.
Auton прав......я что то совсем про мобильные замерные установки забыл..... в твоем случае это может быть реальным выходом....
1. Как быть с учетом газа (дебита скважины по газу) так как нефтяные скважин из разных месторождений представлены в основной своей массе только скважинами з газовым фактором не менее 30 м3/т?
2. Передвижение мобильных установок это лишние затраты, которые в условиях поздней стадии разработки месторождений всегда лучше и нужнее направлять на поддержание роботоспособности фонда и увелечиния добычи.
3. Пример если на месторождении 180 експлуатационных скважин и 13 ГЗУ значит потребность в мобильных установках составит по крайней мере не меньше 16 шт. (по машине на ГЗУ и 3 машины резерва), еще дополнительно штат водителей 32 шт. итд. если учесть время на проведения тендера, выбивание средств, поиск добросовестного поставщика, доставка итд. тоже по меньшей мере год.
4. Если собственными силами установить оборудование для замера так ето надо пройти метрологическую атестацию нового средства измерения - тоже долго (кроме замера на простую эмкость).
НУ в основном Главная загвоздка в п. 1 . Как быть с учетом газа! Скважин с дебитом менше 2000 м3/сутки у меня нет., а значит и не будет возможности его утилизировать.
как произвести замер дебита скважины при рабое ГЗУ "Спутник" в ручном режиме ?
Начать надо с того, что в течение нескольких минут нужно проветривать помещение АГЗУ, открыв обе двери.
А как произвести расчет дебита скважины т.е. по какой формуле?
Формула не нужна, в АГЗУ установлен расходомер. Считываешь с него показания, и все.
да
Делишь добытый объем на время работы (в любых единицах - часы, минуты, да хоть секунды) - получаешь дебит в единицу времени. Потом пересчитываешь полученную цифру в суточный дебит.
PS - Вот не знал, что такое нужно обьяснять...
1. А как оценивается АСМА для наземных измерений? Точность у нее выдерживается?
2. И по скважинным измерениям расхода и состава. Чем сейчас принято измерять, какими приборами и как обсчитывать?
Сейчас начинаю заниматься Smart well, ищу информацию. набрел на www/smart-well.ru. там еще не все готово. И какая-то метода по температуре измерять расход с точностью до процента...
Врут?
Все элементарно!
Покупаете у Шлюмберже трехфазный расходомер за 200 000 $ для каждой скважины. Для Татнефти их понадобится около 10000. Умножаете и закрываете Татнефть.
Далее за время замера известен расход через жиклер. Умножив/поделив на соотношение сечений штуцера и жиклера имеем дебит по газу/нефти/воде.
2 варианта поиметь такой метод:
К Новопашину в ТюменНИИгипрогаз.
К Ярышеву в СибНИИНП.
На мой взгляд первый вариант предпочтительнее..
Этот метод имеет множество недостатков, однако, я видел рецензию ЦКР (кажется у Ярышева) где рекомендовано применять данный метод СОВМЕСТНО с другими. В данном случае как раз можно выйти из положения как купив технологию у кого-то из приведенных выше.
Да, если оборудовать скважины штуцерным стаканом Школьного 1 бригада из 2-х чел за день сможет легко обработать 1 куст.
ИМХО дает погрешность по дебитам 15-20%
Нашел сертификат:
Все это танцы с бубном...
Какие только результаты не видел. И несколько компаний в одно время встык друг за другом замеряли и одну скважину с перерывом разными установками. Ориентир все равно стационарное ГЗУ остается, хоть и дает только дебит по жидкости. Ну вот и получается - новомодные технологии трехфазного замера дают разбросы до 200%... есть и больше. О чем тогда говорить?
Или вам говорят скважина 30 м3/сут по жидкости и ГФ 80 м3/м3. Замеряйте. АГТЗУ - 30 м3/сут по жидкости, а ГФ 1000 м3/м3. "Такого у нас не бывает" - достойный ответ на ваши изыскания...
Или как у нас любят говорить: "Замеряйте, только у вас 12 часов не больше" (и то повезло)
Все теоретиченские разработки расчитаны на определенные условия работы, чаще всего "идеальные". А скважина работает как работает и не всякая установка это "переваривает". Если сервис грамотный и понимает в своей установке, то они выдадут достоверный результат.
Кто сталкивался с ГЗУ «Озна-импульс»? У кого есть инструкция по эксплуатации?
Я не занимался непосредственно замерами дебитов, но работая с измерительными системами, мне лично вот, что интересно: с чем Вы, господа, проводите сравнение, что является эталоном при оценке того, правильно измерил дебит экспериментальный прибор или нет, откуда вообще цифры эти берутся 20% или 200%. Если исключить варианты, когда как говорится "глазом видно" расхождение, как определить правильность замера? ГЗУ-ушка, как я понимаю крайне несовершенный прибор, тоже измеряет +/- лапоть, а учитывая цикличность ее работы с каждой конкретной скважиной, вообще результаты замера ГЗУ нельзя использовать как эталонные. ИМХО, когда надо померить три фазы (вода, нефть, газ) задача и вовсе переходит в разряд фантастики. Насколько мне известно в РФ не существует даже стенда для поверки трехфазных измерителей, как средств измерения, а следовательно если измерители не поверяются, то их результаты это всего лишь гадание на кофейной гуще, не более того. Просветите, пожалуйста, так ли это на самом деле, не дайте пропасть в неведении
Я полностью с тобой согласен
Тем более хоть и меняют киповцы приборы как не крути все старье за исключением новые кусты
Методы четкого замера существуют у Америкосов, но даже для них это дорого
У китайцев есть, но принаших морозах да и кто будет обслуживать....(так..жики), там копьютерные станции
каши не сваришь
Выход один почаще ручной замер делать ........хотя это тоже не то
Телемеханика хреновая у нас непродуманная один раз забабахали и все, а теперь спустя 15 лет очухались
Знаете, Ваше утверждение
ГЗУ-ушка, как я понимаю крайне несовершенный прибор, тоже измеряет +/- лапоть, а учитывая цикличность ее работы с каждой конкретной скважиной, вообще результаты замера ГЗУ нельзя использовать как эталонные.
не более аргументировано...
Получаю на руки результаты замеров, в которых порядка 50% результатов вылетают по критерию "глазом видно", но это опять же, если брать за эталон данные ГЗУ. Замеряют скв. с дебитом 113 м3/сут (ГЗУ) по жидкости, а установка дает 267 м3/сут...
Значит ли это, что я должен ехать в КБ где делали установку и перебирать схему в поиске проблемы? Нет, но если бы люди выполнявшие замер не поленились или не побоялись написать, что возможно было не так во время замеров, то было бы проще найти среди множества сомнительных данных достоверные и уже им уделить внимание и установить какой из замеров дает в текущих условиях работы скважины надежные результаты...
А замеры, насколько я знаю, делают на сертифицированных установках... которые кстати проходят испытания.
А я вот усомнился,
первое: правильно ли измеряет ГЗУ дебит жидкости (даже не нефти). Чем эта правильность подтверждена.
второе: правильно ли она измеряет (и измеряет ли вообще) все три фазы, газ, нефть, воду
третье: достаточна ли та периодичность с которой меряет ГЗУ для правильно оценки дебита, т. е. соотнесите периодичность изменения дебита и периодичность измерения.
Сертификаты имеют (должны иметь) все допущенные до работ на промысле установки.
ГЗУ замеряет только дебит жидкости (может и есть модификации с разделом фаз, но я не слышал о таких).
На ГЗУ можно замерять данную скв нужное вам кол-во времени.
к чему такая точность по скважине если АГЗУ показывает мгновенный расход, всегда можно пригнать АСМА-Т и сделать контрольный замер дебита, после ввести поправки в КИПовскую аппаратуру и то...дебит надо соотносить с уровнем да еще и показания телеметрии эцнки, и газовый фактор учитывать, что опять же среднее по месторождению
точность важна на днс на счетчике, на ЦППНке, а на кусту дебит это укрупнено-приведенный показатель а i-й промежуток времени, так же как и обводненность и динам.уровень
АСМА весит, как я слышал тонн 14, не везде ее можно подтащить. И потом что за датчики в ней, как меряют с какой погрешностью, чем проверить, что она не ежиков на выходе показывает, а именно необходимый всем дебит.
Не принимайте за зануду, просто мы темой измерения многопластовых жидкостей занимались, тема интересная, но не удалось найти работающее решение. Поэтому очень хочется понять что и как работает, для чего все эти ГЗУ и АСМЫ дорогие и громоздкие, если потом все равно на ДНС измерят и скажут.
Именно как средство контроля техпроцеса добычи, мониторинга работы куста.
На выходе мы получаем параметр работы скважины -сам показатель хотя и находится в пределах "интуитивно понятной" погрешности - в пределах техрежима скважины, но более важна его динамика его изменения в процессе работы скважины
Тем более что замер идет не в постоянном режиме а с некой периодичностью - цель - обеспечение в минимуме за сутки замера по разу всех скважин подключенных к АГЗУ.
у самого счетчика в АГЗУ (ТОР, НОРД) погрешность в 1-1,5%
На ДНСке замеряется откачка нефти за сутки, с учетом дегазации - 2-х ступеней сепарации, с отделением воды части мехпримесей оседающих в сепараторах РВСах
а на АГЗУ мгновенный дебит скважинной жидкости, сумма этих дебитов в перерасчете на нефть не будет равна суточной откачке ДНСки
Компания Argosy Technologies, Ltd предлагает сертифицированное и запатентованное решение по модернизации АГЗУ «Спутник» - систему R-AT-MM, которая является средством измерений, удовлетворяющим требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.
Мы в пользуемся АСМА-Т на базе а/м УРАЛ, замеры удовлетворяют, в принципе. Периодически сравниваем с замером на ёмкость, бьётся.
Меня интересует замер дебита через передвижную установку. Нужен потенциальный подрядчик, пишите и присылайте свои предложения, район предполагаемых работ - р-н г.Н.Уренгой (южнее на 2 часа)
Такая установка работает на Федоровском месторождении (г. Сургут Тюменской обл).
Лично ездил на установке НРС-40-2-400-400 две недели по полям. Из трех скв. адекватные замеры дебита по трем фазам получили только на одной (тихо мирно работающей скв). При этом повторяемость на этой же скв получить не удалось...
Как определить "исправность" в полевых условиях? Нам поставили установку. Сказали, что она прошла проверку. И что?
То что вы пишите - я не опровергаю, установка должна работать. Особенно, если рядом есть люди которые ее собирали... Но когда она идет в широкое пользование и у вас есть только "обученный" оператор/мастер...
Ситуация 1. Скв. обводненность ~50%, так что ожидается что оба мерника будут работать примерно одинаково. Но почему-то оба мерника вместе не запонялись - работал один из двух и давал "правильный" (если ориентироваться на ГЗУ) дебит по жидкости. Закрываешь его, работает через другой. Открываешь оба - работает один. Увидеть как раз ничего и не удается. То что на контроллере нарисовано - понятно, он отображает что в мерниках. Но он же не пишет почему один заполняется, а другой нет. Ухо к трубе прикладываешь - один журчит, другой нет.
Ситуация 2. Вроде оба мерника работают, все нормально преключаются. Из водяной пробу отбираешь - нефть...
Ситуация 3. Скв. дебит ~40 м3, обводненность ~50%. Мерники не успевают опорожняться. практически одновременнно преключаются на сброс и один противотоком поддавливает другой. В это время другая секция заполняется и преключается на сброс, а другая еще непустая. Раз и сбой ГЗУ, оба мерника под горло...
Ситуация 4. Поработали на одной скв., подбились к другой. Замеры газа пошли импульсами: тишина, пачка... Счетчик газа глючит или что?
Ситуация 1. Да, но при определенных условиях одна (нефтяная)линия может не работать, например, если при запуске или после замера дебита жидкости по нефтяной линии в гидрозатворе (в колене) нефтяной линии осталась вода.
В этом случае надо на несколько минут закрыть водяную линию (пока не заработает нефтяная линия), затем открыть. Еще неск. минут подождать, пока не наступит динамическое равновесие. Вот после этого можно по частоте наполнений мерников судить об обводненности. Вообще, до начала замера нужна некоторая стабилизация. Время стабилизации зависит от степени обводненности - при соотношении 50 на 50 стабилизация наступает быстро.
Ситуация 2. Вроде... Надо ответить точно. Если оба мерника работают, такого быть не может. Возможно, в соске пробоотборника были остатки нефти после "неправильного" использования. Возможно, перед этим замеряли дебит жидкости по водяной линии. Возможно, нарушена регулировка воронки.
Ситуация 3. Бывает при переключении на замер следующей скважины, через неск. минут она нормализуется без какого-либо вмешательства человека (или после "сброса аварии").
Ситуация 4. На скважинах с дебитом до 100 кубов в сутки такое бывает. В стволе скважины происходит некоторое разделение продукции на фазы, и потому идет то "пачка" нефти (и газа), то "пачка" воды. Именно по этой причине пробы с устья скважины порой имеют очень большой разброс по обводненности. Это не вина ЗУ, надо увеличить время замера.
Хорошо, что вы "не встали в позу", а разбираете ситуации и поверьте вы первый (!) человек, кто дал более менее связанное предположение о проблемах хотя бы со слов...
Из ваших слов (хотя это и так понятно) получается вывод, что замеры должен сопровождать соответствующий персонал... Но это на грани с фантастикой...
По моему личному мнению, должно быть развернутое руководство в помощь тем кто работает с установкой и не имеет большого опыта работы именно с ней. Каждая установка имеет свои особенности и универсала разбирающегося во всех типах я не уверен, что удасться найти.
Выполнили формальную часть по документации, приложите развернутое руководство. Я то, что было, раз десять перечитал, пока замеры вели. Но там ведь, сами знаете, сколько написано.
А теперь к тому что Вы пишете.
Что стоит в колене можно определить только по пробам из краника - вижу нефть - нефть как еще гидрозатвор определить?
Что считать стабилизацией тоже непонятно. В руководстве написано после четырех циклов заполнения мерников, если не ошибаюсь. А в сепарационной емкости сколько вообще не понятно... Была бы хоть какая-нибудь индикация заполнения емкости было бы понятно где мы. А то расчитывали стабилизацию исходя из объема емкости и дебита скв.
"Нештатные" ситуации отследить очень сложно. Та же воронка. Где она находится? Только по заворотам регулировочных болтов до упора... причем не понятно ни какой у них ход, ни сколько оборотов до упора.
И еще по ситуации 2. Да ну какая нефть в соске. Сколько ее там? Если больше сказать, то ситуация была вообще плачевной. Встали на скв. Выждали расчетное время до "стабилизации". Все работает - оба мерника считают. По пробам все в порядке, в водяной - чистая вода, в нефтяной - нефть. Оставили на ночь, утром - то что я написал. Замеры в топку.
Про пачки ситация вообще непонятная была. Когда консультировались по этому вопросу, было мнение, что в газовую линию могла попасть жидкость и датчик дебита газа згрязнился, к чему он очень чувствителен и стал подвирать.
Это, кстати, также невозможно продиагностировать на месте! По электронике все ОК...
По ситуации 4. Это понятно. Все делали. Но когда "пачка" считается раз в час в несколько тысяч импульсов, а при этом, даже ухом слышно как почти непрерывно работает обратный клапан, то это странно...
В итоге получается что, если что-то "нештатное" случилось, то абслолютно непонятно как своими силами вернуть установку в рабочее состоянее.
Много интересного!
Но это все - расходомеры на поверхности. Там проблем измерять расходы компонентов смеси "нефть-вода-газ", в общем случае, НЕТ! Хотя бы - периодически отбирать пробы, дегазацией отбирать газ и измерять любым способом, отстаивать смесь воды и нефти, разделять и - в мерную емкость.
Этот метод легко поверяется и доказать его в соответствующих метрологических органах тоже легко.
А в стационарно (более, чем на год) установленных в скважине измерительных комплексах чем измерять покомпонентные расходы: отдельно воду, отдельно - нефть? Газа нет в свободной фазе - весь растворен в жидкости...
Хотя бы принцип измерений? В такой же примитивной форме, как и для поверхности...
Кто нибудь использует на промыслах для замера дебита на конденсатных скважин многофазные расходомеры которые (в теории) позволяют без потерь мерить дебит. Такое ваще существует???
Страницы