Меню Рубрики

Установка асма на скважине

Установка асма на скважине

Установка массоизмерительная транспортабельная АСМА®-Т предназначена для определения суточных дебитов жидкости, нефти и воды путем измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин.

Измерение массы жидкости производится без прерывания подачи нефтеводогазовой смеси из скважины измерительной емкостью с применением тензометрического датчика силы.

Измерение содержания воды в нефти производится поточным влагомером с дальнейшей обработкой результатов измерений контроллером.

Измерение объема попутного нефтяного газа производится с помощью преобразователей расхода счетчиков газа.

Результаты измерения приводятся к нормальным условиям в контроллере.

Усовершенствованная станция управления «КАСКАД-09М» установки АСМА®-Т имеет высокую скорость и стабильность обмена информацией между контролером и пультом оператора. Интерфейс пульта оператора – информативный и удобный. Имеются мнемосхема с отображением параметров процессов, аварии конкретизированы, что позволяет быстро обнаруживать и устранять ошибки оператора и неисправности.

Использование современной элементной базы обеспечивает высокую помехоустойчивость и надежность системы, делает ее более компактной и эстетичной

Установка АСМА®-Т состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнере, который монтируется на шасси автомобиля или на шасси автомобильного прицепа.

В зависимости от типа применяемого транспортного средства установка имеет два исполнения:

  • АСМА®-Т-03 – монтируется на шасси автомобиля повышенной проходимости («УРАЛ»-4320-40);
  • АСМА®-Т-05 – монтируется на шасси автомобильного прицепа (СЗАП-8357/011).

Аппаратурный отсек имеет общепромышленное исполнение.

Технологический отсек – помещение класса B-la. Исполнение приборов технологического отсека – искробезопасное, взрывозащищенное.

Установка АСМА®-Т является сертифицированным средством измерения, зарегистрированным в Госреестре средств измерения (№ 14055-04).

Данные сертификатов, лицензий

Сертификат соответствия № РОСС RU.АЯ36. В28725.
Свидетельство об утверждения типа средств измерений RU.С.29.053.А № 35767
Разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на изготовление и применение № РСС 00 –041365
Лицензия по изготовлению и ремонту средств измерений № 005224-ИР

источник

Обслуживание АГЗУ «Спутник» и «АСМА»

В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются транспортабельными замерными установками.

Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300» предназначена для определения суточных дебитов жидкости, нефти и воды, путем измерения массы жидкости (нефтеводогазовой смеси) и объема попутного газа нефтяных скважин.

Область применения установок — нефтяные и газовые месторождения.

Установка состоит из технологического и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контейнере, который монтируется на шасси автомобиля повышенной проходимости с воздушным зазором между отсеками не менее 50 мм.

Измеряемая среда — жидкость (нефтеводогазовая смесь):

— рабочее давление до 4,0 МПа

— температура от минус 10 до плюс 50°С;

— содержание воды, объемная доля, до 99%;

— содержание парафина, массовая доля, до 6,0%;

— содержание серы, массовая доля, до 2,0%;

— содержание мехпримесей, массовая доля, до 0,05%;

— скорость коррозии, не более 0,2 мм/год.

Климатическое исполнение установки УХЛ1, но для работы при температуре окружающей среды от минус 43 до плюс 50°С и относительной влажности 98% при температуре 15°С.

Технические характеристики :

Дебит скважины, подключаемой к установке:

— по жидкости, т/сут от 0,1 до 400

— по выделившемуся при рабочих условиях газу, приведенным к

нормальным условиям , м 3 /сут до 300000

Относительная погрешность измерения массы жидкости

(газожидкостной смеси), не более, % 2,0

Относительная погрешность определения среднесуточного

дебита по жидкости, не более, % 2,5

Относительная погрешность определения объема попутного

нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, не более, 5,0

Относительная погрешность определения влажности нефти в поддиапазонах:

а) от 0 до 60% ( эмульсия типа «вода в нефти»), % ±2,5

Количество скважин, подключаемых к установке , 1

Диаметры условных проходов входного и выходного патрубков, м 50

Потеря давления при максимальном расходе жидкости, не более, МПа 0,02

— частота, не более, Гц 50 ± 1

— установленная мощность, не более, кВА 20

Габаритные размеры, не более, мм 9860х2500х3960

Рисунок 1 – Установка масооизмерительная транспортабельная

1 – поручень к лестнице; 2 – опора винтов; 3 – дренажный бак; 4 – башмак; 5 – ящик для винтовых опор; 6 – ящик заземления; 7 – ящик трубопровода для подключения.

Рисунок 2 – установка по замеру продукции Спутник – А

Помещение АГЗУ относится к классу опасности В-1а. Класс опасности

определяется по справочнику- классификатору и наносится на помещение АГЗУ.

Также на табличке перед входом в АГЗУ должно быть указано, время

проветривания , фамилия, имя, отчество лиц ответственных за исправное и противопожарное состояние — все эти данные должны быть обязательно нанесены яркой краской на видном месте помещения АГЗУ.

Установка щитового помещения должна находиться не менее 12м от замерной – переключающей установки. Перед входом в АГЗУ , необходимо включить вентилятор на 5 – 10 мин.

При длительном пребывании внутри установки, при проведении работ с вынужденным разливом нефти, вентилятор должен работать постоянно.

При отсутствии электроэнергии, вентиляция установки обеспечивается открыванием обеих дверей.

На замерной переключающих установках красной краской выполняются надписи: “ОГНЕОПАСНО”, “ВКЛЮЧИТЬ ВЕНТИЛЯЦИЮ

Внутри АГЗУ должны быть нанесены краской номера скважин подключенных к установке, должен быть в наличии журнал оператора, куда следует производить записи после производства замера. Должны быть в наличии схема включения сосуда работающего под давлением и выписки из инструкций по безопасной эксплуатации и противопожарной безопасности.

Во время работы оператор добычи нефти и газа должен соблюдать требования настоящей инструкции, правила противопожарной безопасности и правила личной гигиены, культуру производства на вверенных ему участках работы.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО АГЗУ

Установка автоматизированная групповая “СПУТНИК” АМ-40-10-400 или АМ-40-14-400 предназначена для замера периодического изменения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин и для последующего определения дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости, раздельный сбор обводненной и необводненной нефти.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

Прежде чем войти в помещение АГЗУ для производства замеров оператор обязан включить вентиляцию или естественным образом проветрить помещение в течении 15-20 минут.

При работе внутри АГЗУ рекомендуется использовать обмедненный инструмент не дающий искр при ударах. Оператор обязан находиться в положенной спецодежде.

Таблица 2 – Основные технические данные

Максимальный дебит одной замерной скважины т/сут.
Предел допускаемой относительной погрешности при оперативном измерении количества жидкости, % не более + 6,0
Количество подключаемых скважин на замер шт. 10 — 14
Рабочее давление кг/см 2 , не более 40
Температура рабочей среды о С +5 о С — +70
Питание пневматических цепей:
давление газа кг/см 2 не более 40
перепад давления между замерными сепараторами и общим коллектором кг/см 2 0,3 – 1,2
Питание электрических цепей род тока переменный
напряжение 380 / 220 В
частота Гц 50+1
потребляемая мощность кВт, не более 10
Температура окружающей среды о С +50 о С
Исполнение приборов замерно — переключающей установки взрывозащищенное
Класс помещения замерно – переключающей установки В – 1а
Исполнение щитового помещения обыкновенное
Читайте также:  Установка комплексон 6 чертежи

УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ

Схема установки работает следующим образом:

Манифольды скважин подсоединяются к патрубкам замерно- переключающей установки через обратные клапана.

Продукция скважин поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. Из переключателя (ПСМ) скважин направляется в гидроциклонную головку замерного сепаратора, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Это необходимо для более точного замера объемного дебита скважины.

Продукция остальных скважин поступает в общий трубопровод при открытой заслонке.

Количество жидкости, выдавливаемой газом из сепаратора, измеряется счетчиком ТОР – 1 – 50.

Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает цилиндрическое прохождение, т.е. по полному сечению трубы жидкости, через счетчик ТОР – 1 – 50 с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью.

Счетчик ТОР – 1 – 50 выдает импульсы на блок управления и индикации после прохождения через счетчик 50 метров жидкости. Кроме того, счетчик имеет шкалу со стрелкой и механический интегратор.

Поочередное переключение скважин к переключателю ПСМ производится при помощи задвижек.

Установка может работать в трех режимах:

1. Через замерной сепаратор на ручном управлении.

2. Через замерной сепаратор на автоматическом управлении.

Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения. В каждом отдельном случае оно согласовывается с ИТР цеха добычи.

Подсчет дебита производится по формуле:

Н1 – показание счетчика в начале замера, м 3

Н2 – показание счетчика в конце замера, м 3

К – поправочный коэффициент счетчика

У – удельный вес нефти, т/сут.

При переводе скважины на работу по байпасу:

— открыть задвижки 1-го ряда;

— закрыть задвижки 1-го ряда, установить каретку рукояткой ручного управления между двумя стволами;

источник

Автоматизированные передвижные замерные установки

В ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются следующие типы транспор­табельных замерных установок.

АСМА-ТП – предназначена для метрологического контроля средств измерения производительности нефтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного нефтяного газа.

Установка состоит из блока с технологическим и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомобильном прицепе. Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и наполненной емкости и изме­рением времени накопления, количество попутного газа замеряется двумя газосчетчиками «Агат» и диафрагмой, в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зависимости от величины газового фактора, объемный расход попутного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и двумя-тремя одновременно. Содержание воды в нефти определяется вла­гомером ВСН, ВОЕСН-БОЗНА или Phase Dynamics. В аппаратурном отсеке расположена станция управления на базе программируемого контроллера. Результат измерения выводится на дисплей переносного компьютера, про­токол измерения распечатывается на принтере.

Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и расположена на шасси автомобиля. В ОАО «Сургутнефтегаз» применяются установки типа АСМА-Т-03-400, где:

– 03 – расположение на шасси автомобиля «Урал-4320-1920»;

– 400 – максимальная производительность установки т/сут.

Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором используется передвижной сепаратор, в котором производится предварительное отде­ление и замер газа. Жидкость с остаточным содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП (Т) для замера в нормальном режиме.

Принцип действия передвижной замерной установки «ОЗНА – Массомер-Е» аналогичен стационарным замерным установкам «ОЗНА – Массомер-Е». Установки оборудованы сепараторами увеличенной емкости, датчиком уровня жидкости сепаратора гидростатического типа, устройства­ми регулирования расхода жидкости и газа, массовыми кориолисовыми расходомерами Micro Motion на жидкостной и газовой линии. Установка осуществляет трехфазный замер продукции добывающих скважин. Состоит из двух отсеков – аппаратурного и технологического. В аппаратурном отсеке расположена аппаратура управления технологическим процессом замера на базе микропроцессорного контроллера ScadaPack32.

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Рис. 33. Передвижная замерная установка «ОЗНА – Массомер-Е»

Дата добавления: 2015-06-04 ; Просмотров: 2419 ; Нарушение авторских прав?

источник

Установка АСМ-ЗООМ для исследования пластовых нефтей

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ

Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых жид­костей в условиях их залегания в недрах получают по резуль­татам лабораторных исследований проб, поднятых с забоев скважин с сохранением пластового давления. Для этой цели применяют также специальные методы определения характери­стик пластовой нефти путем их измерения непосредственно на забое скважины. Приближенно параметры пластовой нефти можно определить и расчетными методами.

Нефти, имеющие пластовые свойства, поднимаются с забоя скважин с помощью пробоотборников: проточных, непроточных, комбинированных, одно- и многокамерных. Проточный пробоот­борник спускается в скважину с открытыми клапанами и при движении к забою скважины полость его непрерывно промы­вается восходящим потоком.

В случае высокой вязкости нефти и малого дебита сква­жины замещение смеси, ранее попавшей в пробоотборник, на забойную пробу затрудняется. Поэтому такого типа пробоот­борники целесообразно применять для отбора проб нефти из высокодебитных скважин при малой вязкости нефти.

Непроточные пробоотборники спускаются на забой с закры­тыми клапанами, которые открываются на забое, что позволяет отобрать истинно забойную пробу нефти.

На рис. 111.31 приведена схема простейшего промывного про­боотборника ПД-ЗМ (с открытыми клапанами) с объемом при­емной камеры 800 см 3 . При подготовке к спуску нижний клапан открывают деревянным штоком, вводимым в отверстие пробо­отборника снизу, а верхний клапан отжимают в нижнее поло­жение через специальное отверстие, имеющееся в теле пробоот­борника. При этом игла 15 верхнего клапана 1 раздвигает ша­рики 6, муфта 7 упирается в них внутренними выступами и нижний клапан 5 остается открытым. Верхний клапан удержи­вается в открытом положении рычагом 3, упирающимся в шток 4 верхнего клапана. При спуске в скважину полость пробоот­борника промывается нефтью. Часовой механизм 10 вращает через валик 11 ходовую гайку 12, соединенную с рычагом 3, который, поворачиваясь вокруг оси, соскальзывает со штока 4, и верхний клапан под действием пружины 14 закрывается В связи с ненадежной работой часового механизма используются раз­личные реле’времени (гидравлические, термометрические, силовые механизмы). При этом игла 15 выходит из шарикового замка, муфта 7 освобождается и нижний -клапан 5 закрывается. Для установки не­обходимой выдержки времени валик при­вода ходовой гайки 12 вращают за фрик­цион, отсчитывая угол поворота по стрелке и шкале времени, в течение которого ры­чаг 3 соскальзывает со штока 4.

Читайте также:  Установка и стоянка транспортных средств запрещена

Рис. 111.31. Схема пробоотборника ПД-ЗМ: 1- верхний клапан; 2 — седло верхнего клапана; 3 — рычаг спускного, механизма; 4 — шток верхнего клапана; 5 — нижний клапан; 6 — шарики замка; 7 — муфта замка; 8 — седло нижнего клапана; 9 — пружина; 10 — часовой меха­низм; 11 — валик; 12 — ходовая гайка; 13 — штифт; 14 — пру­жина; 15 — игла верхнего клапана; 16 — втулка замка.

На забое пробоотборник выдерживают с открытыми клапанами в течение 10— 20 мин, чтобы нефть в нем полнее соответ­ствовала пластовой.

Из непроточных пробоотборников се­рийно выпускается прибор конструкции ВНИИ (ВПП-300).

Для увеличения точности определения свойств пластовых нефтей целесообразно отбирать несколько проб из одной и той же скважины. Ускорение трудоемких работ по отбору проб может быть достигнуто с по­мощью многокамерных пробоотборников, которые дают возможность за один рейс прибора отобрать одновременно несколько проб из заданной глубины. Предложены многообъемные пробо­отборники, позволяющие отбирать несколько проб с различ­ных глубин.

Разработаны конструкции пробоотборников, которые позво­ляют отбирать пробы нефти через межтрубное пространство из скважин, эксплуатирующихся глубинными насосами. Отбирать глубинные пробы лучше на ранней стадии разработки место­рождений.

Методика отбора пробы зависит от условий эксплуатации залежи. Если пластовое давление намного превышает давление насыщения, отбор качественной пробы не вызывает затруднений. При забойных давлениях ниже давления насыщения, когда газ из нефти выделяется только в призабойной зоне (в об­ласти воронки депрессии), перед отбором пробы изменяют ре­жим работы скважины так, чтобы забойное давление было при новом режиме выше начального давления насыщения. Нефть, отобранную пробоотборником, переводят с помощью специаль­ных прессов и устройств в контейнеры для транспортировки в лабораторию.

Если давление в нефтяном пласте стало ниже давления на­сыщения, пробы пластовой нефти, соответствующие начальным условиям в залежи, приготовляют искусственно, смешивая нефть и газ в необходимых пропорциях.

В связи со значительной изменчивостью свойств нефти в пре­делах пласта (см. § 19, гл. III) для более точной оценки ее осредненных свойств отбор проб необходимо производить из сква­жин, равномерно расположенных на залежи. Оптимальное число проб определяют методами математической статистики, исходя из изменчивости параметров нефти по залежи, точности приме­няемой аппаратуры для анализов.

Комплекс приборов АСМ-ЗООМ (рис. 111.32) применяется для проведения опытов по разгазированию нефтей, по опреде­лению зависимости «давление — объем» газонефтяных смесей при различных температурах (р-, V-, Т-соотношения), опреде­лению вязкости пластовой нефти и исследованию температуры начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов можно подсчитать давление насыщения и коэффициент сжимае­мости, определить газосодержание, плотность, объемный ко эф­фициент и усадку, коэффициент растворимости газа в нефти.

Рис. III.32. Схема установки АСМ-ЗООМ для исследования пластовых нефтей 1 — измерительный пресс; 2 — усилитель (к вискозиметру ВВДУ); 3- вискозиметр ВВДУ; 4 — вакуумметр; 5 — вакуумловушка; 6 — вакуумнасос; 7 — пробоотборник; 8 — качалка для раскачивания пробоотборника; 9 и 12 — манометры; 10 — термостат; 11 — напорный бачок; 13 — насос жидкостный; 14 — промежуточная емкость

Опыты, связанные с изменением объема нефти и нефтега­зовой смеси, проводятся при помощи пресса 1, представляю­щего собой толстостенный цилиндр, в котором передвигается поршень. Проба нефти в пресс переводится из пробоотборника 7 или специального контейнера при помощи приборов блока перевода пробы, состоящего из жидкостного насоса 13, проме­жуточной емкости 14 и бачка 11. Насос нагнетает масло из бачка 11 в верхнюю часть промежуточной емкости, заполнен­ную соленой водой, которая через вентиль нижней переходной головки поступает в пробоотборник. Проба нефти через вентиль верхней переводной головки поступает в трубопровод и через манифольд в пресс. (Верхний клапан пробоотборника при этом поддерживается в открытом состоянии при помощи специаль­ного штока). Плунжер пресса выдвигается с такой же скоро­стью, с какой насос вытесняет нефть из пробоотборника. Плун­жер передвигается электродвигателем через червячный редуктор или ручным приводом. Аналогичным способом пробу нефти можно вытеснить в вискозиметр 3. Полезная емкость пресса 200 см 3 , максимальное давление 30 МПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеряют по линейной не­подвижной шкале с точностью до 1 см 3 и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см 3 . Рабочая температура (макси­мальная) 100 °С.

Для управления и автоматического регулирования процес­сов исследования аппаратура снабжена блоком автоматики и регулирования, т. е. комплексом пускорегулирующей аппара­туры (реле, магнитные пускатели, вариатор, предохранители). Блок управления расположен на специальном щите и представ­ляет собой панель, на которой смонтированы устройства (кнопки управления, выключатели) и сигнальная аппаратура. Исследуемая проба перемешивается складывающейся мешал­кой. Напряжение на статор привода мешалки подается через вариатор (автотрансформатор ЛАТР), регулирующая ручка ко­торого выведена на лицевую сторону блока автоматики.

Объем газа, выделившегося из нефти при различных давлениях, измеряется спе­циальной бюреткой (не показана на рис. III.32), куда газ выдавливается из пресса через манифольд при ходе плун­жера вверх. Все трубопроводы и приборы до заполнения пробой нефти освобожда­ются от воздуха с помощью вакуум-насоса 6.

Определение физических свойств нефти. Рассмотрим для при­мера методику определения некоторых па­раметров пластовых нефтей: вязкости, дав­ления насыщения, коэффициента сжимае­мости нефти.

Вязкость определяется с помощью вискозиметра (рис. 111.33) высокого давления (ВВДУ) по вре­мени качения шарика внутри немагнитной трубки 6, заполнен­ной исследуемой нефтью или пластовой водой. В верхнем поло­жении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образую­щей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединенные с усилителем и электрическим секундомером. При, включении секундомера автоматически отключается электромагнит и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием кото­рой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь се­кундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.

Читайте также:  Установка карбюратора газ 2410

Рис. 111.33. Схема устройства вискозиметра высо­кого давления 1 — проходной штуцер; 2 — соленоидная катушка; 3 — же­лезный сердечник; 4 — стальной шарик; 5 — рубашка тер­мостата; 6 — калиброванная трубка; 7 — толстостенный ци­линдр; 8 — индуктивные катушки; 9 — проходной вентиль

Вязкость рассчитывают по формуле m=τ(rш—rж)К, где m — абсолютная вязкость; τ — время качения шарика; rш и rж — плотность шарика и жидкости; К — постоянная вис­козиметра, определяющаяся для каждого вискозиметра калиб­ровкой. Зависит эта постоянная от размеров шарика и трубки и от угла его наклона.

Для калибровки используют жидкости с известной вязко­стью. ВВДУ предназначен для определения вязкости пласто­вых нефтей и вод от 0,5 мПа×с и более при давлении до 50 МПа и температуре до 80 °С.

Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижают ступенями до вы­деления некоторого количества газа из нефти. С момента начала выделе­ния газа темп падения давления за­медляется. Давление насыщения оп­ределяют по графику зависимости приращения объема системы от дав­ления (рис. 111.34). Началу выделе­ния газа из нефти соответствует точка А перелома кривой.

Рис. 111.34. Схематический график зависимости при­ращения объема системы от степени понижения дав­ления

По зависимости между объемом нефти V и давлением в об­ласти выше давления насыщения сравнительно просто подсчи­тывается и коэффициент сжимаемости нефти bн, .

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пла­стовой нефти определяют по данным, полученным при одно­кратном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предва­рительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа Vг измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.

Объем Кдег дегазированной нефти определяется по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем нефти Vпл в пластовых условиях находят по измерительной шкале пресса вычитанием отсчетов по шкале положения пресса до (N1) и после (N2) выпуска из него нефти: Vпл=N1-N2.

По результатам опыта рассчитываются соответствующие па­раметры: объемный коэффициент b = Vпл/Vдег; газосодержание G = V’г/Mпл, где Vг — объем выделившегося газа, приведен­ный к стандартным условиям; плотность пластовой нефти rпл = Мпл/Vпл, где Мпл — масса пластовой нефти (равна сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа).

Подробно методика определения характеристик пластовой нефти описана в специальных руководствах по анализу нефтей в пластовых условиях.

Кроме аппаратуры АСМ-300М, АСМ-600 для исследования свойств нефтей и их изменений в зависимости от пластовых условий используются различные приборы, созданные научно-исследовательскими институтами и лабораториями. Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия при­боров для оценки свойств, нефтей основан на измерении упомя­нутых характеристик. Например, в момент начала выделения газа из нефти при снижении давления в пробе проводимость среды для ультразвука резко снижается. Давление, соответ­ствующее точке излома кривой зависимости интенсивности уль­тразвука от давления, будет соответствовать давлению насыще­ния нефти газом. Существует много типов разнообразных, ма­логабаритных пробоотборников, портативных установок для исследования пластовых нефтей, установок для анализа их свойств в полевых условиях и т. д. По всем этим вопросам не­обходимо обращаться к специальной литературе.

Для повышения оперативности работ по анализу свойств пластовой нефти создана передвижная лаборатория (ПЛИН-1), позволяющая отбирать и исследовать свойства пластовой и по­верхностной нефти и газа непосредственно на промыслах. Обо­рудование лаборатории, смонтированное в кузове автомашины высокой проходимости, состоит из ряда блоков, позволяющих отбирать пробы нефти и газа, исследовать физические свойства нефти, определять газосодержание нефти и плотность газа, про­водить их хроматографический анализ.

Рис. III.35. Схема строения глубин­ного вискозиметра

Создан комплекс приборов для исследования свойств пла­стовых нефтей непосредственно на забое скважины. В качестве примера на рис. II1.35 приведена схема устройства глубинного капиллярного вискозиметра ВНИИ. Принцип его действия осно­ван на измерении времени втекания известного объема нефти из скважины в емкость А через капилляр 1 при заданном пере­паде давления на концах капилляра. Емкость А перед спуском заполняется газом под давлением рг несколько меньшим, чем давление рс в скважине на глубине измерения вязкости нефти. Под давлением нефти плавающий разделитель 2 и шток 3 вме­сте с пером движутся вниз. При этом перо записывает диа­грамму на бланке барабана 4, который вращается часовым ме­ханизмом с постоянной скоростью. Вид диаграммы приведен на рис. 111.36 — по оси ординат регистрируется перемещение раз­делителя 2, которое соответствует объему вошедшей в емкость А через капилляр нефти, а по оси абсцисс — время. Вязкость подсчитывают по формуле (III.111)

где К — константа вискозиметра, определяемая при калибровке его по жидкости с известной вязкостью; m — масштаб времени по оси абсцисс; Dy и Dx — соответствующие отрезки на графике рис. 111.36; рг — среднее давление в камере А за время Dxm.

Рис. III.36. Диаграмма записи глу­бинного вискозиметра ВНИИ

Вискозиметр рассчитан для работы при давлениях до 30 МПа и температурах до 100 °С, объем емкости для нефти составляет 100 см 3 .

Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), глубинный сатуриметр (для измерения давления насыщения нефти газом), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержание и объемный коэффициент нефти.

Экспериментальные методы определения свойств пластовых нефтей связаны с применением специальной аппаратуры высо­кого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки использу­ются также расчетные и графо-аналитические методы, базирую­щиеся на результатах обработки большого объема опытных данных.

Дата добавления: 2014-11-07 ; Просмотров: 1871 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

источник