Способ учета нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а, в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды (ПВ) и процентного содержания балласта. Для этого измеряют объем и плотность сырой нефти (СН) в резервуаре (Р) при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению. Отбирают объединенную пробу СН из трубопровода при ее откачке и определяют в ней плотность нефти и ПВ и содержание балласта. Затем определяют массу откачанной нефти с учетом измеренных параметров. Перед откачкой СН из Р производят ее отстой до частичного отделения ПВ и определение плотности ПВ. При откачке СН измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру. Массу откачанной нефти и процентное содержание балласта определяют из приведенных математических выражений. При этом определение плотности отстоявшейся ПВ осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя СН в Р. Определение плотности отстоявшейся ПВ осуществляют в ее потоке при откачке из Р после отстоя и перед откачкой СН. Объем СН в Р измеряют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на Р. Отбор объединенной пробы СН из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности. После отстоя СН в Р отбирают точечные пробы СН, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность СН, нефти и ПВ и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти. Измерение при откачке СН в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров СН в Р. Массу пластовой воды М_B определяют по приведенной формуле. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю.

Известен способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины, характеризующийся тем, что при отборе жидкости осуществляют воздействие на поток отбираемой пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер в мерную емкость, одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости и получают информационный сигнал по расходу жидкости, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах давления нефти и воды на жиклере и затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости и кинематическую вязкость нефти и воды (см. RU 2096608, Е 21 В 47/00, 1997).

Недостатком известного способа является невысокая точность определения количественного состава компонентов в сырой нефти.

Известен также способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, и отбор точечных проб в резервуаре для повышения достоверности определения показателей нефти (см. Нефть и нефтепродукты, Методы измерения массы, ГОСТ 26976-86).

Недостатком известного способа является то, что в способе не оговорены уровни отбора точечных проб при наличии в резервуаре подтоварных пластовых вод, что приводит к снижению точности измерений из-за возникновения разногласий при резервуарном учете водонефтяных потоков.

Задачей патентуемого способа является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды и процентного содержания балласта.

Указанная задача достигается тем, что в способе учета нефти, включающем измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м³;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м³;

W - объемная доля воды, %;

D_B - плотность пластовой воды, кг/м³;

D₂₀ - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м³;

W_mn - массовая доля механических примесей, %.

Указанная задача достигается также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.

А также тем, что объем сырой нефти в резервуаре определяют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.

А также тем, что отбор объемной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.

А также тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.

А также тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что массу пластовой воды М_B определяют по формуле:

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена технологическая схема информационно-измерительной системы (ИИС), реализующей патентуемый способ.

Способ осуществляется следующим образом.

ИИС использует данные о количестве и качестве сырой нефти, находящейся в цилиндрическом вертикальном резервуаре и заполняющей трубопровод при ее откачке.

Водонефтяной поток (сырая нефть) из трассы нефтепровода через задвижку 1 поступает и накапливается в вертикальном резервуаре. После накопления жидкости и частичного отделения пластовой воды перед откачкой через пробозаборное устройство 2 и шаровой кран 3 отбирается в пробозаборник 27 проба пластовых вод.

Откачка осуществляется насосным агрегатом 26. При откачке сырая нефти через дистанционно управляемые задвижки 4 и 25 поступает в байпасную линию. В байпасной линии сырая нефть после задвижки 20 проходит датчик плотномера 19, щелевое пробозаборное устройство 18, первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти 17 и задвижку в выходной коллектор, в котором измеряется давление и температура, используя соответственно датчики 22 и 23.

Часть потока жидкости, отобранная щелевым пробозаборным устройством 18, поступает в линию качества, в которой, используя дистанционно управляемую задвижку 16, по показаниям индикатора расхода 15 создают условия изокинетичности. В линии качества жидкость после индикатора 15 проходит последовательно через датчик плотномера 14, диспергаторы 13 и 7, обратный клапан 6 и шаровой кран 5 на вход насосного агрегата. В линии качества предусмотрены два варианта отбора пробы: ручной и автоматический, используя комплекс технических средств пробозаборников СТАНДАРТ БОЗНА. После диспергатора 13 через шаровой кран 12 вручную отбирают пробу в пробоотборник 11. После диспергатора 7, используя запорное устройство 8 в пробоотборник 10 по программе блока управления 9, автоматически отбирается за период откачки объединенная проба, используемая для определения в лаборатории физико-химических показателей нефти.

При сдаче нефти из резервуара должны быть закрыты и опломбированы задвижки на всех линиях, кроме линии, по которой осуществляется откачка жидкости.

Используя пробозаборное устройство 2, установленное на выходном трубопроводе резервуара, через шаровой кран 3 перед откачкой отбирается проба для определения плотности пластовых вод в химической лаборатории.

Перед откачкой проверяют закрыты ли задвижки 4, 24 и 25. Затем открывают задвижки 20 и 21, шаровые краны 5 и 16. Приоткрывают задвижки с дистанционным управлением 4 и 25. Заполняют датчики плотномера 19 и ПИП-ВСН 17, а также линию качества пластовыми водами. Фиксируют плотность пластовых вод. Открывают полностью вначале задвижку 4, а затем задвижку 25 и осуществляют откачку жидкости из резервуара.

При проведении приемосдаточных операций масса откачиваемой партии жидкости (сырой нефти) определяют как разность масс жидкости в резервуаре на моменты начала и завершения откачки. При этом массы продукта на момент начала и завершения откачки рассчитываются исходя из измеренных и вычисленных значений объема и плотности жидкости в начале и в конце откачки.

Определение массы жидкости в резервуаре выполняется после того, как резервуар находился в состоянии отстоя и после истечения времени отстоя, регламентируемого технологическим процессом, учитывающим наличие деэмульгатора и стойкость водонефтяной эмульсии.

После истечения времени отстоя из резервуара отбирают точечные пробы сырой нефти и выполняют лабораторный анализ объединенной пробы для определения плотности пробы, нефти и пластовых вод, содержания балласта (воды, солей и механических примесей).

Объем жидкости в резервуаре определяют непрерывно (автоматически) по уровню жидкости и данным градуировочной таблицы на резервуар, составленной и утвержденной в установленном порядке и внесенной в базу данных. Измерение уровня раздела газ-жидкость выполняют датчиком Дур радарного уровнемера ВМ 70Р фирмы Кроне, который смонтирован сверху резервуара.

Измерение среднего значения температуры выполняется в резервуаре многоточечным термометром ДТТ, а в откачиваемом потоке датчиком температуры 23. Точечные термометры должны быть равномерно распределены по высоте резервуара. На основании данных датчика температуры производится автоматическая корректировка объема жидкости в резервуаре по его средней температуре.

Измерение плотности потока жидкости, откачиваемой из резервуара, осуществляется плотномером 7826 фирмы Solartron. Если же диапазон изменения скоростей потока жидкости не соответствует паспортным данным плотномера 7826, то мгновенные значения плотности откачиваемой жидкости можно получить, используя плотномер 7835 той же фирмы, размещенный в узле качества.

В процессе опорожнения резервуара из трубопровода отбирают в узел качества объединенную пробу жидкости и выполняют ее лабораторный анализ для определения плотностей жидкости (сырой нефти), нефти и пластовых вод, содержания воды, солей и механических примесей. Затем осуществляют ручной ввод результатов лабораторного анализа: плотностей при 20°С и процентного содержания балласта.

Приведение измеренных значений плотности жидкости к стандартной температуре 20°С выполняют по таблице ГОСТ 3900. далее полученное по таблице значение плотности пересчитывается на плотность D₂₀ в вакууме, что достигается увеличением значений плотности на 1,1 кг/м³

Массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м³;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м³;

W - объемная доля воды, %;

D_B - плотность пластовой воды, кг/м³;

D₂₀ - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м³;

W_mn - массовая доля механических примесей, %.

Для всех параметров, измеренных непосредственно на ИИС и в лаборатории по отобранным объединенным пробам, производят сравнения этих параметров и результат сравнения считается положительным, если выполняется условие:

|PAR-PAR_лаб|≤ΔPAR+ΔPAR_лаб, где

PAR и PAR_лаб - тот или иной физический параметр сырой нефти или пластовой воды, измеренный непосредственно в ИИС или и лаборатории по объединенной пробе, отобранной в трубопроводе или в резервуаре;

ΔPAR и ΔPAR_лаб - абсолютные погрешности непосредственных измерений и лабораторного анализа соответственно.

ИИС автоматически осуществляет обработку результатов измерений для вычисления массы по вышеприведенной формуле.

Для получения данных о массе нетто нефти в откачиваемой жидкости используют установленные после центробежного насоса полнопоточные первичный измерительный преобразователь объемной доли воды W в нефти ПИП-ВСН и датчик плотности 7826 фирмы Solartron.

Кроме того, в трубопроводе установлены датчики давления и температуры фирмы Фишер Роземаут. Эти средства используются для определения текущих значений плотности Di, объемной доли Wi воды в нефти, температуры Ti и давления Pi откачиваемой из резервуара жидкости. ИИС усредняет текущие значения измеряемых параметров за интервал времени, равный периоду опроса параметров жидкости в резервуаре, например 2-3 секунды,

Следовательно, каждые 2-3 секунды получают данные о массе брутто жидкости Mi, средней плотности Di и средних значениях объемной доли воды Wi, используя которые можно определить объем воды Qiв за интервал измерения. Просуммировав значения Qiв за все время откачки, получают объем пластовой воды в отгруженном продукте.

Массу пластовой воды М_В определяют по формуле:

Контроль точности измерений массы нефти производится ИИС сравнением с результатами, полученными при измерениях параметров жидкости по пробам, взятым из резервуара.

1. Способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержания балласта, определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, отличающийся тем, что перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м³;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м³;

W - объемная доля воды, %;

D_B - плотность пластовой воды, кг/м³;

D₂₀ - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м³;

W_mn - массовая доля механических примесей, %.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем сырой нефти в резервуаре измеряют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что массу пластовой воды М_В определяют по формуле: