ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

ОТРАСЛЕВАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ БЛОЧНЫМИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ УСТАНОВКАМИ «СПУТНИК» И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПО ЖИДКОСТИ И НЕФТИ

ОСТ 39-114-80

Издание официальное

УТВЕРВДЕН И В1ЩЕН В ДЕЙСТВИЕ ПРИКАЗОМ Министерства нефтяной промышленности от %3, 04    19«fir. W 60

ИСПОЛНИТЕЛИ А.В.Валиев; Н.В.Батищева; Ю.И.Арутюнов, к.т.н. Г.И.Попов

Ф.ПArCjff Тиражу Типография ХОЗУ Миннефгепрома Зак, 1С6Ъ

ПОПРАВОЧНЫЙ МНОЖИТЕЛЬ К, НА ВЯЗКОСТЬ ЖИДКОСТИ
	QCT    C/wp .    Я ПРИ/10ЖЕНИЕЗ

OCX 39 'M'-Jo Otp.JP

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Справочное

ПРИМЕР РАСЧЕТА КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ И ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ПО ЖИДКОСТИ И НЕФТИ

Подключаем для измерения скважину со среднесуточным дебитом Q** 84 м^э/сут. по Па 3*2 настоящего стандарта.

Время коррекции 0,5 ч.

Время измерения б ч. (определяем по таблице п. 3.2.2).

Выполняем операции по п.ц. 3.2*3 и 3.2.4: измеренное давление Р * 1,4 МПа; измеренная температура £ я 1б°С;

количество жидкости, прошедшее через счетчик за время измерения 1^ *    «22    м³.

Результаты анализа пробы жидкости: кинематическая вязкость жидкости    43,6*    кН*    м^/с;

плотность нефти J>_N ■ 0,894 кг/м^э; обводненность ^ » 65 %.

Находим значения поправочных множителей:

Kj « 0,986 (см. приложение I для Р» 1,4 МПа *А * 0,894 кг/м³)} Kg * 0,978 (определяем по Щ 39-I-6I-78);

Кд » 1,004) см. приложение 2 для t » Т6°С и J*_H * 0,894 кг/м³);

« 0,951 (см. приложение 3 для 43,6-10^ м^/с).

Определяем количество жидкости по формуле (5) с учетом всех поправочных множителей

/ • 22-/о,986 + (I - 0,986)- |^]-0,978-1,004-0,951 =

- 20,44 (м^э).

OCT    Стр.    II

Определяем дебит скважины по жидкости по формуле (3)

^ = i£iM . 24 = 81,76 (м³/сут).

Определяем дебит скважины по нефти по формуле (4)

Q = 81,76 . ( I - J£ ) . 28,62 (м³/сут).

н    100

Определяем количество жидкости, прошедшее через счетчик, с учетом только двух коэффициентов Kj и Kg

V'= 22-ГО,986 + (I - 0,98б)--§§ 1-0,978 = 21,41 (м³).

100

Сравнивая значения У и V с истинным значением V . находим относительные погрешности

S₁ ■ 0&L~    22    20,44    .    хоо    %    *    7,635&(беэ    учета

V    20,44

поправочных множителей);

. 100 % ш 4,74 % (с учетом

V    20,44 только двух коэффициентов Kj и l^).

ЛИСТ РЕГИСТРАМИ ИЗМЕНЕНИЙ ОСТ 39 ~Н*-*0

Паи.	Номер листов (страниц)				Номер доку мента	Подпись	Дата	Срок введшие изменения
	изме нен ных	заме нен ных	новых	анну лиро ван- них
			■	’

уда 62.2.24£.S‘6f& S/2.6

отраслевой стандарт

Отраслевая система обеспечения единства измерений ост ПОРВДРК ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ 39 ~-НЦ- SO КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТИ БЛОЧЭДМИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ УСТАНОВКАМИ "СПУТНИК" И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЁБИГОВ СКВАЖИН по жадности И НЕФТИ Введен впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от JtS pi 19 Н р. Ш 60 срок введения установлен

с    и// р.

ЛшшШШ

Настоящий стандарт устанавливает порядок выполнения намерений количества жидкости и определения дебатов скважин, подключенных к блочным измернтедькым установкам "Спутник" (в далымгаем установкам "Спутник") и их модификациям, находящимся в эксплуатация и иопользурщим для измерений объемный счетчик, устройство регулирования расхода, замерный сепаратор.

Стандартом предусматривается установление порядка проведения двух видов измерений:

для оперативного контроля режимов работы скважин; для контроля режима разработки месторождения.

1.    СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Для выполнения измерений количества жидкости установками "Спутник" должны использоваться следующие средства измерений: счетчик жидкости турбинный "ТОР", изготовленный по ТУ 39-01-255-76;

термометры стеклянные жидкостные типа А с ценой деления шкалы 0,5°С по ГОСТ 9X77-74 с пределом измерения от минус 20 до плюс 100°С;

манометры типа МТИ класса точности 1,0 по ГОСТ 2405-72; устройство для определения объемного содержания свободного газа в нефти "У0СГ-100", изготовленный по ТУ 39-01-07-419-76;

контейнер для отбора проб жидкости, расчитанный на давление 4,0 Ша и имеющий емкость не менее 0,0005 м³,

2.    МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ

Метод измерений - объемный» Выполнение операций измерений количества жидкости должно производиться автоматически или вручную путем поочередного подключения каждой скважины на режим измерения.

3. ПОРВДОК подготовки

И ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ 3.1» Породой подготовки и выполнения измерений количества жидкости установками "Спутник" и определения дебитов скважин по жидкости и нефти для оперативного контроля режимов работы скважин должен быть следующий: подключить выбранцую скважину для измерения; установить время коррекции, предел времени измерения в блоке управления и индикации кЕУМ);

ОСТ 39 -НЧ-»о Сто. Э

включить БУИ для автоматического счета импульсов со счетчика за установленное время измерения;

определить количество жидкости;

определить дебит скважины по жидкости и нефти.

ЭЛЛ. Время коррекции (время, необходимое для устранения влияния переходных процессов, возникающих при переключении скважин на измерение, на точность измерения) должно быть не менее 0,5 часа.

3.1.2.    Время измерения количества жидкости для каждой скважины должно составлять 4 «гоев. - 2. V

3.1.3.    Количество жидкости должно определяться по формуле

)/ - 0,05 П' К,    (I)

где V - количество жидкости, м³;

0,05 - цена одного импульса, м^а;

/7 - количество импульсов за время измерения;

к .[к. ♦ (I - Kj). iiLj.it,, <г>

Где К - поправочный множитель для исключения систематической

составляющей погрешности измерения количества жидкости, должен определяться один раз в квартал цехом по добыче нефти и газа с выполнением операций по п* 3.2.3 настоящего стандарта;

Kj - коэффициент, учитывающий содержание в безводной нефти остаточного растворенного газа, должен определяться по графику обязательного приложения I;

Kg - поправочный множитель, учитывающий изменение объема жидкости за счет свободного газа в нефти, должен определяться устройством "У0СГ-100^И по руководящему документу "Методическое руководство по исследованию сепарационных установок" РД 39-Г-61-78, раздел 5Л;

\Л/ обводненность скважины в объемнък процентах, должна определяться по ГОСТ 2477-65.

3.1.4,    Периодичность измерения количества жидхоети по каждой скважине должна составлять 2-У0раэ в месяц.

3.1.5.    Дебит скважины по жидкости должен определяться по формуле

ft* -    *    24,    (3)

где ft* - дебит скважины по жидкости, м³/сут;

\/ - количество жидкости, м^э;

£    - время измерения, ч;

24 - количество часов в сутках,

3.1.    б. Дебит скважины по нефти должен определяться по формуле

Он^ж($*(*-т)'    ^Н)

3.2.    Порядок подготовки и выполнения измерений количества жидкости установками "Спутник" и определения дебитов скважин по жидкости и нефти дня контроля режима разработки месторождения должен быть таким же, как в fl, 3.1 настоящего стандарта. В данном случае отсчет по шкале отсчетного устройства счетчика снимается визуально в начале и в конце измерения.

3.2.1.    Время коррекции должно устанавливаться в соответствии с п. 3,1,1 настоящего стандарта.

3.2.2.    Время измерения количества жидкости для каждой скважины

должно быть от 4 до 24 часов в зависимости от дебита скважины

по жидкости и определяться по таблице.

Зависимость времени измерения количества жидкости от дебита скважины по жидкости

Дебит скважины по жидкости, м^й/сут:    Время    измерения,    ~ч

До 20

ОСТ 39 -//'f-afg Сто, 5

Дебит скважины по жидкости, м^э/еут.; Время измерения, ч

от 20 до 35 от 35 до 60 от 60 до 100 более 100

3.2.3.    В провесе измерения количества жидкости дополнительно должны быть выполнены следующие операции;

немерено давление на установке “Спутник"; измерена температура жидкости; отобрана проба жидкости для определения: кинематической вязкости жидкости по ГОСТ 33-66; плотности жидкости и Нефти по ГОСТ 3900-47; обводненности по ГОСТ 2477-65.

3.2.4.    Количестве жидкости должно определяться по формуле

V - (4 -%){% ♦<!-%) £}._Ч . Кз . К₄,

где |/ *• количество жидкости, м³;

Vjf - отсчет по шкале отсчеткого устройства счетчика в конце измерения, м³;

V_H - отсчет по шкале отсчетного устройства счетчика в начале измерения, м³;

Kj и Kg - должны определяться согласно п. 3.1,3 настоящего стандарта;

Кд - поправочный множитель на температуру измеряемой

жидкости, должен определяться по графику обязательного приложения 2;

К4 - поправочный множитель на вязкость измеряемой жидкости, должен определяться по графику обязательного приложения 3

3.2*5. Периодичность измерения количества жидкости по каждой скважине должна быть не реже одного раза в квартал.

3.2.6.    Дебит скважины по жидкости должен определяться по фор* нуле (3) п.3.1.5 настоящего стандарта.

3.2.7.    Дебит скважины по нефти должен определяться по формуле (4) п.3.1.6 настоящего стандарта.

3.2.8.    Пример польаования приведенными формулами показан в справочном приложении 4.

4.    ЧИСЛОВЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

4.1.    Для оперативного контроля режимов работы скважин основная относительная погрешность измерения количества жидкости находит* ся в пределах + 6%.

4.2.    Для контроля режима разработки месторождения основная относительная погрешность намерения количества жидкости находит-» ся в пределах + 2.5%.

5.    ТРЕБОВАНИЯ К КВШФИКАЦЙИ ОПШТОРОВ

Выполнение операций измерений количества жидкости установками

"Спутник"» отбор проб жидкости, определение содержания свободного газа в нефти должны производиться персоналом, имеющим специальную подготовку, предусмотренную Юдиным тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих.

0СГ39-Н*~<?Юп» 7

ПРИЛОЖЕНИЕ / Обалагпельное

поправочный множитель к, на содержание

РАСТВОРЕННОГО ГАЗА В БЕЗВОДНОЙ НЕФТИ

РАЗЛИЧНОЙ плотности

/ .* iOOer/f * ИОкг/мл- А^вМОмг/гг*; z    МО кг/м*    900 кг/м 3

JU * 100*г/п *; fa»IsOxt/rt *j Д t №Ок//**_}

j{ - 660кгfa*. Д* 900мг/г, *; fa960кг.h *