6.3. Метод определения потерь нефти от испарения при опытной эксплуатации скважин

6.3. Метод определения потерь нефти от испарения

при опытной эксплуатации скважин

Метод определения потерь нефти от испарения при опытной эксплуатации скважин рекомендуется применять при условии наличия согласованной и утвержденной в установленном порядке проектной документации, предусматривающей сжигание добываемого попутного нефтяного газа на факельной установке, и оснащения их счетчиками учета сжигаемого попутного нефтяного газа.

В приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям представлена примерная схема обустройства одиночной добывающей скважины для обеспечения вывоза нефти автоцистернами, откачки нефти по трубопроводу и проведения исследований.

В качестве альтернативы обустройства добывающей скважины для обеспечения замеров согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям может использоваться замерная мобильная установка (ЗМУ), предназначенная для измерений в автоматическом и ручном режимах количества добываемых жидкости и нефтяного газа, с погрешностью не более 2,5%.

На схеме можно выделить конкретные источники потерь нефти согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям:

- потери нефти от испарения в нефтяной (попутный) газ на выходе из замерного патрубка с концевой измерительной диафрагмой (1);

- потери нефти от уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа на выходе из замерного патрубка с концевой диафрагмой (1);

- потери нефти от уноса капельной нефти потоком дренажной воды из двухкамерного мерника (7);

- потери нефти от испарения при открытой системе налива в автоцистерны на эстакаде (11);

- потери нефти от испарения в нефтяной (попутный) газ при сливо-наливных операциях и хранении в емкостях для сбора нефти (9).

Потери нефти от испарения при сжигании нефтяного (попутного) газа рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.4)

где:

- потери нефти при сжигании нефтяного (попутного) газа на факеле, кг/сут.;

- суточный объем сожженного нефтяного (попутного) газа, приведенный к нормальным условиям (давление 101,325 кПа, температура 273,15 K), м3/сут.;

- объемная доля изопентана в нефтяном (попутном) газе;

- объемная доля нормального пентана в нефтяном (попутном) газе;

- объемная доля паров нефти тяжелее пентанов в нефтяном (попутном) газе.

Объемные доли паров "жидких" углеводородов нефти в нефтяном (попутном) газе рекомендуется определять по результатам хроматографических анализов состава нефтяного газа не менее чем по трем пробам с интервалом отбора проб не менее 1 - 2-х часов. Температура проб нефтяного (попутного) газа, подаваемых на анализ в хроматограф, должна быть не ниже, чем температура в нефтегазовом сепараторе.

Для отбора проб нефтяного (попутного) газа кроме стеклянных пробоотборников можно применять металлические, представляющие собой пустотелые стальные цилиндры, днища которых снабжены с обеих сторон игольчатыми вентилями.

Пробоотборник соединяют со штуцером, из которого отбирается газ для анализа с помощью медной или латунной трубки с конусными ниппелями и накидными гайками. Перед заполнением пробоотборников анализируемым газом их необходимо освободить от предыдущей пробы, промыть бензином, если они содержали тяжелые нефтепродукты, продуть сжатым воздухом до полного удаления паров бензина и испытать на герметичность; газометры с водным затвором заполнить насыщенным раствором поваренной соли. Для насыщения раствора поваренной соли анализируемым газом заполняют газометр примерно на 1/3 его объема и оставляют на сутки, периодически встряхивая.

Не рекомендуется отбирать пробы газов различного состава в газометр с одним и тем же раствором поваренной соли, чтобы не загрязнять пробу углеводородами, выделившимися из раствора.

Замер количества сожженного нефтяного (попутного) газа рекомендуется осуществлять средствами измерения и замерными устройствами.

Одновременно с замером количества сожженного нефтяного (попутного) газа рекомендуется производить замер дебита скважины по нефти и воде. Так как разгазирование добываемой нефти происходит практически до атмосферного давления, то максимально возможная массовая доля потерь нефти от испарения в нефтегазовом сепараторе (4) (приложение 1) может быть рассчитана по следующей формуле:

, (6.5)

где:

- массовая доля потерь нефти при сжигании нефтяного (попутного) газа, %масс.;

- масса паров нефти в составе нефтяного (попутного) газа, на выходе из нефтегазового сепаратора (4), кг/сут.;

- дебит скважины по жидкости, м3/сут.;

- плотность нефти, кг/м3;

- объемная доля попутной пластовой воды в жидкости, поступающей из сепаратора - трапа (4) (приложение 1) в двухкамерный мерник (7) (приложение 1).