• Инструкция По Определение Газового Фактора Нефти
• Инструкция По Определения Газового Фактора

Газа и определения газового. Газовый фактор. Газового фактора. Определения газового. Следует учитывать следующие факторы. Инструкция по определению. Инструкция По Определению Газового Фактора скачать. Каталог бесплатных руководства пользователя, мануалы и инструкции по эксплуатации д.

Для отбора в пипетку пробы газа свободный конец резиновой трубки 4 необходимо присоединять к штуцеру крана газового реле, опустить пипетку ниже крана, установить уравнительную склянку на высоте нижнего крана пипетки, затем открыть краны пипетки и снять зажим с верхней резиновой трубки. Убедившись в отсутствии подсоса воздуха в пипетку при закрытом кране газового реле (уровень затворной жидкости в пипетке не должен опускаться), следует открыть этот кран и отобрать газ в пипетку.

Отбор газа следует производить до тех пор, пока уровень масла в газовом реле не достигнет верхней отметки на смотровом стекле или пока пипетка не заполнится газом. Затем необходимо закрыть кран газового реле и поднять уравнительную склянку на высоту верхнего крана пипетки для создания в пипетке избыточного давления. После этого следует закрыть нижний и верхний краны пипетки, снять резиновую трубку со штуцера газового реле. Пробу газа следует доставить на анализ.

СПОСОБЫ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕРИЙНО ОСВОЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ 1.1. О функциональной роли замера продукции и точности измерений в процессе контроля и мониторинга за разработкой нефтяных месторождений 1.2. Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках 1.3. Анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения дебитов пластовых флюидов 18 Выводы 2.

ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЭМУЛЬГИРОВАННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА ТОЧНОСТЬ ЗАМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ 2.1. Связь ошибки измерения обводнённости нефти с дисперсным составом эмульгированной попутно-добываемой воды 2.2. Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости 2.3. Влияние способа эксплуатации скважины на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий обратного типа, поступающих в замерную емкость установки 39 Выводы 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПЕРЕД ИЗМЕРЕНИЕМ, А ТАКЖЕ НОВЫХ СПОСОБОВ ЗАМЕРА ДЕБИТОВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ 45 3.1.

Технология дестабилизации стойких нефтяных эмульсий на входе в измеритель 3.1.1. Выбор реагентов - деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость 3.1.2. Схема подачи деэмульгатора и результаты опытно - промышленных испытаний замерных установок с предварительным разрушением эмульсии. Разработка новых способов измерения дебитов скважин 3.2.1.

Способ измерения обводнённости нефти 3.2.2. Измерители на базе серийно - выпускаемых АГЗУ 3.2.3. Анализ погрешности определения дебита, обводненности и газосодержания трехфазным измерителем 77 Выводы 80 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ АНК « БАШНЕФТЬ») 4.1. Анализ текущего состояния систем автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов 4.2. Разработка системы радиотелемеханики объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM - 1800/GPRS 4.3.

Инструкция По Определение Газового Фактора Нефти

Технология передачи данных о параметрах объектов нефтедобычи системами радиотелемеханики 4.4 Телеметрический комплекс «Мега» 4.5 Программное обеспечение системы телемеханики «Мега» 113 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 117 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ. Актуальность темы Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разработкой нефтяных месторождений являются дебиты добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров позволяют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования. Наиболее распространенным средством измерения дебитов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

Они показали достаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более Зм3/сут. При меньших дебитах погрешность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1м /сут. Становятся невозможными.

Кроме того, существующие АГЗУ не позволяют производить замеры обводнённости нефти и газосодержания. В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются технические средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и газового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и « Квант».

Несмотря на отличия, обеим установкам присущи значительные ошибки при измерении дебитов. Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения является передача измеряемых параметров скважин па пункты обработки информации и принятие решения. Эта передача должна осуществляться в режиме реального времени.

Устаревшие технологии передачи данных не позволяют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных. Поэтому создание новых установок измерения дебита скважин и совершенствование технологии измерения является актуальной проблемой. Рашид кирранов все книги. Цель работы Совершенствование способа измерения дебитов нефти, газа и воды добывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и недостаточной эффективности работы автоматизированных систем. Основными задачами исследований явились: - промысловый анализ достоверности измерения дебитов и обводненности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием; - исследование причин снижения точности измерения параметров добычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин; - разработка способов измерения дебитов нефти, газа и воды с предварительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку; - совершенствование методов автоматизированных измерений на объектах добычи нефти. Методы решения поставленных задач Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением комплекса сравнительных промысловых исследований замеров дебита скважин и обводненности нефти выпускаемым промышленностью оборудованием и экспериментальной установкой по изучению влияния газовой фазы на расслоение эмульгированных нефтей. Научная новизна 1. Установлена корреляционная связь погрешности измерения обводненности нефти в интервале ее изменения 40.

80%, поступающей в виде высоковязкой эмульсии в замерную установку. С ростом интенсивности эмульгирования нефти в добывающих скважинах возрастают ошибки измерения обводненности продукции, а также дебита жидкости. Лабораторными исследованиями установлено негативное влияние свободного газа в стойких нефтяных эмульсиях обратного типа на их расслоение, вызванное защемлением газовых пузырей в плотноупакованном межканальном пространстве. Показано влияние способов эксплуатации добывающих скважин на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий, поступающих в емкости измерительных установок. Обоснованы наиболее эффективные реагенты - деэмульгаторы, позволяющие предварительно разрушать образующиеся в скважинах высокодисперсные эмульсии до их поступления в измерительные установки. Основные защищаемые положения.

Результаты анализа погрешности измерений продукции добывающих скважин выпускаемыми промышленностью техническими средствами замеров. Технология дестабилизации нефтяных эмульсий перед входом в замерную емкость измерительных аппаратов технических средств. Способ измерения параметров трехфазной продукции нефтяных скважин на базе серийно выпускаемых автоматизированных групповых установок. Система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, обеспечивающая передачу данных измерения продукции скважин в режиме реального времени. Практическая ценность работы 1.

Выполнены анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции скважины, выпускаемых промышленностью, показавшим значительную погрешность замеров дебита и обводненности скважин в интервалах изменения обводненности 40. Разработана технология и проведены промышленные эксперименты повышения точности измерения продукции скважин предварительным разрушением эмульсий перед входом в замерные емкости установок путем подачи реагентов - деэульгаторов в период замера. Разработан принципиально новый способ измерения количества газа, нефти и воды на базе существующей автоматизированной групповой замерной установки « Спутник», основанный на использовании процесса регистрации отраженных сигналов от поверхности раздела фаз водонефтяных смесей.

Разработана система автоматизированной передачи данных измерений продукции скважин на базе радиотелемеханизации объектов добычи нефти и использования единой GSM - сети. Апробация работы Основные результаты исследований, представленных в работе, докладывались на: - заседаниях технических советов АНК « Башнефть» в период с 2000 по 2005г.г; - на IV конгрессе «Нефть-газ 2003», секция автоматизации и метрологии, доклад «Распределенная АСУ ТП установок подготовки нефти»; - на VI конгрессе «Нефть-газ 2005», секция автоматизации и метрологии, доклад «Построение систем ТМ нефтедобычи на GSM». Публикации Основное содержание изложено в 13 научных работах, в том числе в 9 статьях, 2 тезисах к докладам, 2 патентах РФ. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка технологий, проведение, анализ и обобщение экспериментальных исследований. Выполнен анализ точности измерения параметров продукции добывающих скважин техническими средствами, выпускаемыми промышленностью.

Установлена значительная (до 100% и более) погрешность измерения дебита жидкости скважин, обводненности нефти и газового фактора в интервале обводненности 40.80%, обусловленная образованием в подземном оборудовании скважины стойких эмульсий обратного типа, препятствующих сепарации свободной газовой фазы. Лабораторными исследованиями установлено увеличение погрешности измерения обводненности нефти с повышением интенсивности эмульгирования пластовых флюидов в скважинах. Показано, что присутствие окклюдированного газа в эмульсиях замедляет отстой водной фазы, причем тем сильнее, чем выше обводненность нефти до значений, соответствующих инверсии фаз. Разработана и испытана в промысловых условиях технология дестабилизации эмульгированных нефтей перед входом в измерительные емкости технических средств. Обоснован выбор наиболее эффективных реагентов - деэмульгаторов, способных разрушать стойкие эмульсии до их поступления в емкости измерения. Разработан ' новый способ измерения параметров продукции обводненных нефтяных скважин на базе широко применяемых на промыслах АГЗУ « Спутник», основанный на отсечении определенного объема поступающей продукции, ее отстоя и последующего измерения содержания всех 3-х фаз с помощью регистрации прохождения в них электромагнитных волн.

Разработана система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, позволяющая в режиме реального времени осуществлять передачу данных измерения параметров добычи нефти на диспетчерские пункты для принятия соответствующих решений. Экономический эффект от внедрения системы в 2000.2004 г.г. По АНК « Башнефть» составил 205900 тыс.

Каплун В.А., Браммер Ю.А., J1.xoDa С.П., Шостак В.А. Радиотехнические устройства и элементы радисисем. М.: Высшая школа, 2002- 17. Кремлевский П.П. Книга первая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2002. Кремлевский П.П.

Книга вторая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2004. Демирчян К.С., Неймен J1.P., Коровкин Н.В., Чечурин B.J1.

Теоретические основы электротехники. Том 1 Санкт-Петербург.: Питер, 2004. Демирчян К.С., Неймен JI.P., Коровкин Н.В., Чечурин B.JI.

Карты 250 метровки украина. Теоретические основы электротехники. Том 2 Санкт-Петербург.: Питер, 2004.

Измеритель неоднородностей линий Р5-10. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. М.: Внештогиздат, 1990 - 11 е.

Байков Н.М., Колеников Б.В., Челнянов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М.: Недра, 1975. Принцмпы агрегатирования при обеспечении народного хозяйства датчиковой аппаратурой. Приборы и системы управления №4., 1986 г. Балакирев Ю.А., Капушак J1.B., Слепян Е.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи.

Киев: Техника, 1987. Ю.Бершанский Я.М., Кулибанов В.Н., Мееров М.В., Першин О.Ю. Управление разработкой нефтяных месторождений /Под ред.М.: Недра, 1983. Н.Бонкарев Ю.М.

Инструкция По Определения Газового Фактора

Современные проблемы производства датчиков технологических параметров. Приборы и системы управления №6. Датчнковая аппаратура в ракетно-космической технике. Приборы и системы управления №10. О тенденциях развития датчиков специального назначения. Приборы и системы управления №10. М.Орнатский Л.П., Туз Ю.М, Интеллектуальные измерительные комплексы.

Приборы и системы управления №7, 1989 г. Телеконтроль и телеуправление. М.: Энергия, 1969.-344.

Технологические измерения и приборы. М.: « Недра», 1979г.-344 с.19.0рнатский П.П. Автоматические измерения и приборы. Киев: Вища школа.- 1980 Г.-560. Атабеков Г.Н. Основы теории цепей. М.: Энергия, 1969.

Форсайт Дж., Мальком М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений. Низе В.Э., Антика И.В. Справочник по техническим средствам автоматики.

М: Энергоатомиздат. Электрические измерения неэлектрических велечин.Л.: Энергия. Вальков В.М., Вершин В.Е. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Л.: Машиностроение.

Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. Алексеев Г.А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.III.

Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигопздат, 1987. 747982 СССР, МКИ Е21В 43/00. Стенд для исследования процесса образования эмульсий /М.Д. Хакимов, К.Р.

Уразаков и др. (СССР); №2576197/22-03; Заявл. 25.01.78; Опубл. 848598 СССР, МКИ Е21В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти/О.М. Гарипов и др. (СССР); №2801636/22-03; Заявл.

27.07.79; Опубл. Валеев М.Д., Хасанов М.М.

Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии //Тематич. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах //Проблемы нефти и газа: Тез. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах//Депонированная рукопись.

№1388, нг 87. Технология предупреждения эмульгирования нефтей в скважине //Вузовская наука научн.-техн. Прогрессу: Тез. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий /В.П. Амерханов, А.В.

// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий / Б.Я. Зарецкий, JI.A.

Пелевин, В.И. //Нефтяное хозяйство.

Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ. Гиниятуллин И.И., Митрофанов А.З. Критическая обводненность нефтяной эмульсии при обращении фаз.

// Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ. Исследование закономерностей эмульсеобразования / Мирошниченко О.А., Кутова А.А., Клименко А.Н. //Газовая промышленность. Исследование стойкости эмульсий на промыслах.

/ Байков Н.М., Бенин С.Д., Клугман И.Ю. //Нефтяное хозяйство. Лебедев С.А., Яхин С.Г., Пряжевских В.А. Определение места образования эмульсий в эксплуатационных скважинах // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ.

Мамлеев Р.А., Валеев М.Д., Комарова Н.М. Дисперсный анализ агрегативно-неустойчивых эмульсий, отбираемых под давлением //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти //Тематич. Нефтепромысловое дело.

М.: ВНИИОЭНГ. США №3247902, НКИ 166-42.

Предупреждение образования эмульсии при добыче нефти. 13.11.62; Опубл. Подбор деэмульгаторов для разрушения стойких высоковязких нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей / Хамидуллнн Ф.Ф., Тронов В.П., Хамндуллин Р.Ф.

//Нефтяное хозяйство 1991. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти / Репин Н.Н., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. Нефтепромысловое дело.

М.: ВНИИОЭНГ. Сельский JT.A. Об основных закономерностях образования и разложения эмульсий и о простейшем способе деэмульсации нефти //Нефтяное хозяйство. Соломыков В.А. Условия образования эмульсий на нефтепромыслах и влияние дисперсности водонефтяной эмульсии на процесс деэмульсации // Тр. Института Гипровостокнефть.

Эксплуатация обводненных скважин. Казань: Таткнигоиздат. Совершенствование внутрискважинной деэмульсации при добыче высоковязкой нефти //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. М.: ВНИИОЭНГ. Composite catalog of oil field equipment and services, Published by World oil. Herbeck E.F., Heint R.S., Hastings J.R.

49, numb.2.-P. 40, 44, 46, 49, 52, 56. Lea J.F., Winkler H.W.

What's new in artifical lift // World oil 1989, -Vol.P.30-34, 36,38, 40. What's new in artifical lift // World oil 1985, -Vol. Development of a new downhole pumping system // J.Petrol. Technol.-l983.-Vol.35, numb. Srivastava R., Narasininamirty G. Hydrodinamics of non newtonial two-phase flow in pipes //Chem.Eng.Sc., -1973.-Vol.28, numb.2.-P.553-558.

Позднышев Г.П. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982.

РД 5-035-98 Методика определения дебита скважин с применением передвижной установки « Квант». РД 39Р-0135648-010-92. Методика выполнения измерений продукции скважин установкой УИДС.

Абрамов Г.С., Сахаров В.М., Зимин М.И. Нефтяные измерительные установки. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ. Авторское свидетельство на изобретение №1810795 « Устройство для измерения влагосодержания нефти». Амерханов И.М., Рейм Г.Д.

Передвижная установка для замеров газовых факторов на промыслах. М.: ВНИИОЭНГ.

/Экспресс информация. Нефтепромысловое дело, 1986. ЛСМЛ РИТЭК Машиностроение РИТЭК - нефтяникам. Нефтепромысловое дело, 1998.

Нефть и нефтепродукты. Методы определения кинематической и динамической вязкости. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Отбор поверхностных проб нефти и газа из нефтяных и газовых скважин, нефтяных и газовых сепараторов из промысловых нефте- и газопроводов: Методическое руководство /Баш11ИПИнефть, Леванов Ю.Б., Галеева Р.К., Ведерников В.А.

Уфа, ОНТИ, 2000 11. РФ № 2133826, МКИ6 Е21В47/00, Установка для определения дебита продукции скважин./ Хазиев Н.Н., Газизов М.Г., Хазиев В.Н. №98100130/03 27.07.99. №2116442, МКИ6 Е21В47/00, Устройство для определения дебита продукции нефтяных скважин. Белов В.В., Трубин М.В., №97107.98.

№2125651, МКИ6 Е21В47/00, Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин. Давлетбаев Р.Ф., Демакин Ю.П.

J ii97101.99. РД -225-88 Инструкция по определению газовых факторов количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтыо из недр. М.: ВНИИ.-1988.- 19. РД Единая система система учета нефтяного газа и продукции его переработки от скважин до потребителя. — ВНИПИгазпереработка. Рекомендации по применению газовых факторов но месторождениям АНК « Башнефть» на 1996-2000 гг., БашНИПИнефть, ОНТИ. Рекомендации по применению газовых факторов по месторождениям ПО Башнефть.

БашНИПИнефть, ОНТИ. 1991 - 16 с.81.Свидетельство на полезную модель №29961 « Установка для измерения параметров двухфазного потока». Мурыжников, О.Д. Тахаутдинов, И.М. Опыт эксплуатации автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии « Телескоп+» в АНК « Башнефть» // Мефтяное хозяйство №4 (4) 2002 г. Мурыжников, С.Ю.

АРМ « Геолог» нефтегазодобывающего управления // Нефтяное хозяйство №9 1992г. Мурыжников, В.Н.

Сафонов, А.А. Распределенная автоматизированная система управления технологическими параметрами// Нефтяное хозяйство №10 2004г. Мурыжников, В.Н. Сафонов, Н.Ф. Система радиотелемеханизации объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM-1800/GPRS // Нефтяное хозяйство №10 2003г. Мурыжников, А.К. Галлеев Информационный экран коллективного пользования // Нефтяное хозяйство № 12(12) 1988 г.

Хатмуллин, Ш.Г. Исланов, А.Н.

Система тестового обучения и контроля знаний правил техники безопасности в НГДУ « Чекмагушнефть» // Нефтяное хозяйство №4 1990 г. Мурыжников, Ф.Х. Хатмуллин, Е.И. Программно-технический комплекс « АРМ диспетчера ЦДНГ на основе АВУ386ТМ» // Нефтяное хозяйство №5 (5) 1997 г. Мурыжников, В.Н. Сафонов, А.А.

АСУ ТП пунктов сдачи-приема товарной нефти // Нефтяное хозяйство №12 2004 г. Государственная система обеспечения единства средств измерений. Узел учета нефти с турбинными преобразователями расхода. Методика определения суммарной погрешности. МИ 312.01.- Казань: Госстандарт России.