как обеспечивается учет закачиваемой воды на месторождении
Замер объема закачиваемой жидкости и снятия показаний расходомеров:
— по БКНС производится не реже 2-х раз в сутки;
— по МКНС периодического фонда не менее 1-го раза в сутки
Изменение суточного графика снятия показаний по техническим и технологическим причинам мастер бригад согласовывает с начальником цеха.
Данные замеров закачиваемой жидкости оформляются в суточных рапортах и в вахтовых журналах, с передачей информации технологу цеха, нес реже 2-х раз в сутки, в 8.00 и 16.00 часов с занесением в суточный рапорт ЦППР.
Хранение вахтовых журналов и суточных рапортов – 1 год с момента его введения. Учет добытой закачиваемой воды определяется на основании данных узлов учета по показанию счетчиков.
Прямые участки, до и после турбинных преобразователей должны удовлетворять требованиям и инструкциям по монтажу.
Учет закачиваемой воды по бригаде №14 н/пр №1 осуществляется по показаниям турбинных расходомеров УПН-БКНС и расходомера БКНС-УДО-3 «Осташковичи».
Учет закачки по направлениям Речицкого, Ю. Александровского, В.Первомайского, Озерщинского, Малодушинского, Барскуковского месторождений осуществляется по расходомерам с учетом поправочного коэффициента к узлу учета УПН- бр.№1, 4 н/п №1.
Учет закачиваемой воды по нагнетательным скважинам осуществляется по расходомерам, установленным по блокам гребенок и водораспределительных пунктах по скважинам с учетом поправочного коэффициента к узлам учета по направлениям.
Учет воды возле скважин ведущих добычу слабоминерализованной воды и последующую закачку в нагнетательные скважины, ведется по расходомерам расположенным на устье нагнетательных скважин Левашовского, Красносельского, Надвинского месторождений. Учет фактической закачки по н/п №1 бригад 1, 4 определяется как сумма закачки воды по направлениям с учетом поправочного коэффициента и суммарной закачки по водозаборным скважинам.
Общий учет добываемой пресной воды с водозабора «Унорица» определяется по расходомеру на узле учета (район подстанции Унорица) и далее по потребителям УПН общий, котельная головные, химчистка, БГПЗ, узел учета БКНС-2 считающий потребление воды ТУ и теплицы совхоза «Исток», далее разделение по потребителям ТУ и совхоза «Исток».
Объем закачиваемой воды по бригаде №2 н/пр №2.
Осуществляется как сумма показаний расходомеров по Дубровскому, Тишковскому, Золотухинскому (сумма показаний расходомеров подтоварной воды с УДО-3 и воды с в/з скважины), Чкаловскому, Осташковичскому и Ю.Осташковичскому месторождениям определяется как сумма показателей расходомеров БКНС-3 подтоварной и пресной воды (за разностью показаний расходомеров на систему разгрузки и охлаждения насосных агрегатов БКНС-3).
Объем закачиваемой воды по бригаде №3 н/п №3.
Осуществляется по показаниям расходомеров как сумма показаний по Березинскому, Мармовичскому, Полесскому месторождениям (пресная вода с в/з Як. Слобода), Вишанскому, Давыдовскому, Сосновскому, Славаньскому, Ю. Сосновскому месторождениям (подтоварная вода).
Показаниям расходомеров закачки слабоминерализованной воды на Судовицком, Борисовском и Домановичском месторождениям.
Учет закачиваемой воды по НГДУ «Речицанефть» определяется как сумма показаний закачиваемой воды с н/п № 1, 2, 32 бригад №1, 2, 3, 4.
1.3. Приборы для измерения расхода жидкости
Измерение объема и массы жидкости, газа или воды за определенное время имеет большое значение для учета нефти, нефтепродуктов, газа и воды при отпуске их, а также для регулирования технологических процессов бурения, добычи и транспорта.
Метод поддержания пластового давления нефтяного месторождения законтурным и внутриконтурным заводнением предусматривает закачку в пласт через нагнетательные скважины больших объемов воды, учет которых для контроля процесса заводнения обязателен. Расход – величина, определяемая для равномерного перемещаемого вещества отношением массы, количества или объема вещества, перемещаемого через определенное сечение, к промежутку времени, за который это перемещение вещества происходит. Расход выражается в кг/с, моль/с и м 3 /с.
Приборы для измерения расхода называют расходомерами. Интегрирующие приборы, используемые для измерения объема и массы за некоторый промежуток времени, называют счетным.
Приборы для измерения расхода жидкости
1. Объемные расходомеры.
Принцип действия объемных расходомеров основан на периодическом или непрерывном отсчете порций измеряемого вещества прибором, имеющим измерительную камеру определенного объема.
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Законодательная база Российской Федерации
Бесплатная горячая линия юридической помощи
Бесплатная консультация
Навигация
Федеральное законодательство
Действия
3.4. Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды
3.4.1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.
3.4.3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты объекта должна обеспечивать получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости.
При раздельной закачке воды в пласты многопластового объекта через самостоятельные системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при однопластовом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый данной системой скважин.
При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных ко каждому из пластов, при этом контроль за распределением закачиваемой воды по пластам производится с помощью глубинных расходомеров.
3.4.6. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавливаются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются давление нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм. Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающих управлений и утверждается главным инженером и главным геологом этих управлений.
3.4.7. В зависимости от принятой системы заводнения в проектном документе дается обоснование величины оттока нагнетаемой воды за контур нефтеносности по годам освоения заводнения. Величина потерь должна систематически уточняться промысловыми исследованиями и отражаться в авторском надзоре.
3.4.8. Ответственность за достоверность учета объема нагнетаемой воды по скважинам, объектам и в целом по месторождению возлагается на руководство НГДУ.
ОСВОЕНИЕ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ИССЛЕДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН. НОРМИРОВАНИЕ ОБЪЕМОВ ЗАКАЧКОЙ К УЧЕТУ ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ
3.2.5. Используемая для заводнения вода по своим свойствам должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью (не вызывать образования осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании). Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процессов заводнения.
3.2.6. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод для защиты водоводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т.д. Защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства.
3.2.7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солей в сооружениях системы ППД, в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения.
3.2.8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров и других химреагентов следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью.
3.4.1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды
1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.
2. При больших размерах площади нефтеносности и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки воды устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках, затем для отдельных скважин. При таком методе нормирования нефтеносная площадь должна быть условно поделена на участки. Расчленение площади производится в техно-логических проектах на основе детального изучения строения пластов с учетом возможного взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологическом документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка.
Сумма норм закачки в наг-нетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм норму закачки по объекту в целом.
3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты должна обеспечить получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости.
При раздельной закачке воды в пласты многопластового объекта через самостоятельные системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при однопластовом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый данной системой скважин.
При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных по каждому из пластов, при этом контроль за распределением закачиваемой воды по пластам производится с помощью глубинных расходомеров.
4. При значительной локальной неоднородности пластов многопластовогообъекта с большой площадью нефтеносности необходимо осуществлять нормирование закачки по каждому из пластов в отдельности сначала для участков с различной характеристикой, а затем для отдельных нагнетательных скважин.
5. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавли-ваются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются давления нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм.Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающих управлений и утверждается главным инженером и главным геологом этих управлений.
6. В зависимости от принятой системы заводнения, в проектном документе дается обоснование величины оттока нагнетаемой воды за контур нефтеносности по годам освоения заводнения. Величина потерь должна систематически уточняться промысловыми исследованиями и отражаться в авторском надзоре
Учет расхода пластовой воды в процессе нефтедобычи
Одной из задач учёта при добыче нефти на месторождении является измерение расхода воды, закачиваемой в пласт для поддержания давления, или, попросту, говоря, пластовой воды. В части оперативного учёта добываемой нефти непосредственно на месторождении конечной целью измерения пластовой воды является получение величины объёма жидкости, закаченной в пласт для её последующего сравнения с дебитом нефти скважины. Эти два параметра являются первичными для анализа отдачи пласта и определения достоверности оперативного учёта нефти. Кроме того, учёт воды, закачиваемой в пласт, учитывается в целях определяемых и регулируемых экологическим законодательством РФ.
Большинство проблем в системах ППД (поддержания пластового давления) на месторождениях обусловлены причинами, которые имеют эксплуатационный характер, в первую очередь, выход из строя и износ оборудования, но основной является проблема, по большей части, природного характера, наличие растворённого и нерастворённого газа в воде, извлекаемой из артезианской скважины.
На смену многообразию счётчиков воды, работающих на различных методах измерения, в системах ППД последнее время начинает приходить предпочтение в использовании вихревых расходомеров. И это обусловлено, как субъективными, так и объективными причинами.
В числе субъективных причин – конкурентные преимущества отдельных производителей, которые способны решать до настоящего времени считавшиеся сложными задачи борьбы с вибрациями на трубопроводе; загрязнённости и загазованности пластовой воды; а также интеграции расходомеров в существующие scada-системы месторождений в результате адьюстировки электронного блока счётчика по длительности, частоте и цене импульса.
Основной объективной причиной формирования тенденции к замещению вихревыми расходомерами приборов, основанных на иных методах измерения, служит признание крупными нефтедобывающими компаниями России результатов исследований и эксплуатации вихревых преобразователей расхода в самых жёстких условиях функционирования систем поддержания пластового давления. В связи с чем, необходимо подчеркнуть, что высокими характеристиками устойчивости к кавитации и наличию загрязнений в воде могут похвастаться не все технические решения, основанные на вихревом методе измерения. Параметры снижения восприимчивости к фактору загазованности и наличию механических примесей являются следствием конкретного технического решения по съёму и последующей обработке сигнала. В этой связи, за достаточно короткий промежуток времени на рынке сформировался спрос на продукцию конкретной торговой марки, который с каждым годом увеличивается, подкрепляемый техническими новинками и усовершенствованиями производителя. Так в чём же секрет успеха производителей вихревых расходомеров для систем ППД?
В первую очередь, как уже говорилось выше, этому способствует сам метод измерения. Как показывает практический опыт и проведённые испытания устойчивость вихревых расходомеров к нерастворённому газу вне зависимости от размера пузырьков гораздо выше, чему у электромагнитных и ультразвуковых расходомеров.
Вторым фактором, определяющим устойчивость расходомера, основанного на вихревом методе измерения, является использование отдельными производителями, к сожалению, в большинстве своём зарубежными, цифровой обработки сигнала, позволяющей фильтровать полезный сигнал от паразитных шумов, в том числе порождаемых эффектом «газировки».
Среди отечественных производителей лавры лидера в данном аспекте приборостроения принадлежат, компании «ЭМИС». Данный производитель в выпускаемом им цифровом электронном блоке реализовал возможность одновременного применения нескольких фильтров помех, которые и позволяют настраивать прибор таким образом, чтобы снижать зависимость показаний от внешних негативных факторов, связанных с особенностями отдельных производственных процессов, и гарантировать стабильность и достоверность метрологических характеристик.
В текущей версии электроники вихревых расходомеров торговой марки «ЭМИС» заложена возможность одновременного использования четырёх фильтров. В рамках формирования общего представления о них коротко остановимся на каждом.
Прямой фильтр. Преимущественно используется для подавления детерминированных помех, имеющих фиксированную частоту или диапазон частот. Возможно одновременное включение пяти фильтров на разную частоту.
Медианный фильтр. Хорошо подходит для подавления и фильтрации случайных (стахостических) помех. Возможна регулировка фильтрации (3 уровней) в зависимости от частоты проявления паразитного сигнала.
Фильтр по минимальной амплитуде сигнала позволяет установить отсечку, при которой расходомером не будут восприниматься сигналы с меньшей величиной амплитуды.
Фильтр по минимальной частоте вихреобразования (фильтр минимального расхода) позволяет установить минимальную границу диапазона расхода, за пределами которой сигнал, возникающий с меньшим значением частоты, электронный блок расходомера будет распознавать, как помеху, и игнорировать.
Возвращаясь непосредственно к преимуществам, определяемым именно самим методом измерения, менее существенным, но, тем не менее, значимым для вихревых расходомеров с описываемым конструктивным способом снятия информации о вихреобразовании (с помощью крыла (лопатки) сенсора) при использовании для решения задач по учёту пластовой воды с содержанием газа и примесей следует признать возможность их расположения как вертикально (стойка электронного блока расходомера располагается перпендикулярно линии горизонта), так и горизонтально (стойка электронного блока располагается параллельно линии горизонта). В случае горизонтального монтажа вихревого расходомера при отсутствии полного заполнения трубопровода крыло сенсора полностью погружено в рабочую среду, что позволяет гарантировать полное и достоверное считывание сигнала (вихреобразования). Возможность горизонтального монтажа вихревого расходомера является нормативной, и предусмотрена большинством производителей в руководстве по эксплуатации.
Таким образом, совокупность перечисленных выше факторов, как применения вихревого метода измерения в общем, так и использования конкретных технических решений отдельных производителей, в частности, позволяет гарантировать решение задач измерения воды в системах поддержания пластового давления с большей метрологической достоверностью, что имеет существенное значение в случае, если величину загазованности невозможно установить, или она значительно превышает десять процентов.
В текущей рыночной ситуации при отрицательном тренде цены на нефть в целях снижения себестоимости добычи «чёрного золота» всё больше и больше российских нефтедобывающих компаний принимают нежелательное, но вынужденное решение, о закачке воды из производящей скважины в нагнетающую без подготовки (фильтрации), что безусловно ужесточает условия эксплуатации оборудования в системах ППД, и создаёт угрозу достоверности производимого учёта в виде загазованности и загрязнённости измеряемой среды. В таком случае гарантировать относительную точность измерений возможно только, используя вихревые расходомеры учёта пластовой воды.