В свете положений Федерального закона от 27.07.2006 № 151-ФЗ недропользователь должен осуществлять учет добытой нефти как по отдельным скважинам, так и по лицензионным участкам и месторождениям.
Так как качество сырой нефти, откачиваемой с ДНС, где, как правило, и ведется её оперативный учет, не регламентируется, в ней может содержаться вода и растворенный остаточный газ. Кроме этого, при подготовке нефти до товарных кондиций на ЦПС (УПН) при нагреве растворенный газ выделяется из нефти, уменьшая её массу.
Поправочные коэффициенты при измерении количества сырой нефти определяются в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», введенного в действие с 01.03.2006 г., согласно которому должны использоваться поправочные коэффициенты, учитывающие содержание свободного и растворенного газа (поправку на массу газа, выделяющегося при подготовке нефти).
Реальная плотность нефти с растворенным в ней газом ниже плотности дегазированной нефти при определении ее в лаборатории, что и корректируется соответствующей поправкой. Эта поправка не вводится для узлов учета сырой нефти, оборудованных поточными плотномерами.
Кроме того, необходимо учитывать уменьшение массы нефти при ее подготовке до товарных кондиций, поскольку окончательное разгазирование на КСУ осуществляется, как правило, при более высокой температуре, чем температура на УУН и при давлении, практически равном атмосферному.
Результаты работы позволяют исключить дисбаланс между оперативными и коммерческими узлами учета нефти.
Copyright © ООО "НПК Нефтегазсистем" Все права защищены.
