Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины
Владельцы патента RU 2386951:
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (RU)
Изобретение относится к области исследования состава и свойств углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины включает определение плотности нефти инфракрасным спектрометром. Строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности. Перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы. Измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы. Изобретение позволяет повысить точность измерения и расширить диапазон измеряемых концентраций, а также обеспечивает сокращение затрат времени на подготовку пробы. 1 табл., 7 ил.
Изобретение относится к области исследования состава и свойств углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений, а именно к фотометрическим способам определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатных скважин. Достоверное и оперативное получение этой информации необходимо для учета массовой доли нефти в отправляемой потребителям газоконденсатной продукции, а также для оптимизации режимов эксплуатации скважин и контроля продвижения контура нефтеносности к забою эксплуатационных скважин в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Известен способ определения содержания нефти в газоконденсатной продукции скважин с помощью капиллярной газожидкостной хроматографии, по данным которой оценивается степень сближения углеводородного состава нефти и конденсата каждой добывающей скважины (журнал «Геология нефти и газа», №4, 1994, с.19-22).
Указанный способ основан на анализе особенностей изменения во времени углеводородного состава конденсатов и нефтей и использовании геохимических коэффициентов, представляющих собой отношение сумм концентраций м-алканов с различным числом атомов углерода в молекуле.
Однако указанный способ не обеспечивает оперативное получение информации о количественном содержании нефти в смеси.
Из известных способов определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины наиболее близким по назначению к предлагаемому является способ определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающий определение плотности нефти - жидких углеводородов и их содержания в зависимости от плотности (SU 1514918A1, Е21В 47/00, опубликованный 15.10.1989).
Известный способ не обеспечивает возможность получения точной информации о насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами.
Известны также способы определения оптической плотности жидких и газообразных углеводородов в ифракрасном диапазоне на заранее выбранных длинах волн, измерение оптической плотности исследуемой пробы в максимуме выбранной полосы поглощения, построение калибровочной зависимости оптической плотности от концентрации жидкого углеводорода в растворителе - алкане, используемом также для холостой пробы, определение содержания концентраций жидкого углеводорода в соответствии с калибровкой (SU 142809 A, G01N 21/35, 01.10.1961).
Точность такого анализа выше химических или расчетных методов определения содержания углеводородов, однако способ также имеет недостаточную чувствительность для определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, жидких фаз, близких по плотности, ограниченный диапазон измеряемых концентраций, т.к. использует выбранные полосы поглощения инфракрасной области спектра, исследуемых веществ и их растворов, ни одна из которых не перекрывается с полосами поглощения разбавителей.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности измерения и расширение диапазона измеряемых концентраций за счет выбора длины волны, на которой происходит максимальное поглощение светового потока, прошедшего через смесь газоконденсат-нефть, а также повышение оперативности и упрощение способа за счет сокращения затрат времени на подготовку пробы.
Поставленная задача достигается тем, что в способе определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающем определение плотности нефти и ее содержания в зависимости от плотности, согласно изобретению плотность определяют инфракрасным спектрометром, строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности, перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы, а измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы.
Используемый участок ближнего диапазона инфракрасного спектра от 2700 до 3000 нм, в котором можно различать и определять количественно содержание нефти и ее фракций в газоконденате, был найден экспериментально.
В качестве растворителя при построении калибровочной зависимости и в качестве холостой пробы можно использовать один из н-алканов - от С6 до С10, по своим оптическим свойствам наиболее близкий к исследуемым газоконденсатам, в данном случае использовался декан.
В дальнейшем сущность способа поясняется описанием примера его выполнения, иллюстрирующими рисунками 1-7 и таблицей. Известно, что основной проблемой методов ИК-спектрометрического определения содержания попутной нефти в газоконденсате является выбор вещества, обладающего стабильными спектральными параметрами, для использования в опорной кювете в качестве холостой пробы и получение на его основе калибровочных зависимостей, которые позволили бы наиболее достоверно измерять концентрацию нефти в исследуемом растворе - продукции нефтегазоконденсатной скважины. Использование для этих целей газоконденсата с одной скважины практически невозможно из-за большого разнообразия углеводородного состава получаемых газоконденсатов. А если принимать во внимание нефти, поступающие в призабойную зону эксплуатируемых скважин из нефтяных оторочек, задача может оказаться неразрешимой.
Наиболее оптимальным вариантом решения этой задачи является изучение спектральных характеристик каждой вновь вводимой в эксплуатацию газовой скважины, что, как правило, гарантирует получение "чистых" конденсатов, т.е. без значимых примесей нефти. Определение оптической плотности этих конденсатов с последующим сохранением ее значений и проведение калибровок с нефтями близко расположенных к данной скважине участков позволит длительное время вводить в анализатор (например, типа ИКАР-3) значение этой оптической плотности в качестве холостой пробы и использовать калибровки (при, естественно, устойчивом сохранении метрологических параметров прибора и несущественных изменениях углеводородного состава конденсата). Устойчивость этих параметров должна проверяться периодической калибровкой прибора с использованием первоначального значения оптической плотности в качестве опорного значения холостой пробы.
В условиях, когда необходимо измерять содержание нефти в давно эксплуатируемых скважинах, т.е. когда в газоконденсате уже присутствует нефть, необходим выбор подходящего вещества для использования в качестве холостой пробы при проведении калибровки и измерениях.
В результате проведенных исследований спектров различных конденсатов и некоторых фракций из них, а также некоторых индивидуальных углеводородов (в основном алканов) для использования при проведении калибровок и, соответственно, измерений установлено, что декан очень близок по уровню максимального сигнала к газоконденсату, содержание нефти в котором порядка 0,1%, и, следовательно, целесообразно использование декана в качестве холостой пробы и как растворителя при проведении калибровок. На фиг.1 представлены спектры 4х газокондесатов с минимальным содержанием нефти, а на фиг.2 показаны спектры алканов С6-С8-С10 и газоконденсата ГК9.
Исходя из имеющихся спектральных характеристик изученных газоконденсатов проведены калибровки. На фиг.3 приведены калибровочные зависимости, построенные для нефти, растворяемой в декане, а на фиг.4 для этой же нефти, растворяемой в газоконденсате. В опорной кювете в качестве холостой пробы находился декан или газоконденсат соответственно.
При калибровке оптическую длину (2, 5 или 10 мм) кюветы выбирают исходя из условия, чтобы оптическая плотность исследуемого раствора относительно холостой пробы не превышала 0,8-0,9.
Коэффициент поглощения Кэ из полученной калибровочной зависимости вида У=Кх определяют в соответствии с формулой Кэ=1/Кl, где l - оптическая длина кюветы, в которой проводились измерения. Коэффициент поглощения Кэ вводят в память микрокомпьютерной системы спектрометра, которая рассчитывает концентрацию нефти в соответствии с измеренной оптической плотностью исследуемого раствора.
Исследуемый раствор и холостую пробу перед проведением измерений предварительно сканируют в узком диапазоне спектра, а именно в диапазоне от 2700 нм до 3000 нм, т.к. сканирование спектра пробы позволяет определить длину волны, на которой в дальнейшем проводятся измерения. Эта длина волны должна соответствовать максимальному значению уровня светового сигнала исследуемого раствора в указанном диапазоне спектра, преобразованного фотоприемником в напряжение, зарегистрированное микрокомпьютерной системой прибора, т.к. только в этом случае можно получить достоверные измерения оптической плотности исследуемой пробы. Это связано с тем, что в углеводородной системе газоконденсат - нефть происходит смещение длины волны максимума поглощения в зависимости от соотношения компонент в исследуемом растворе.
Так как измерения содержания нефти в калибровочном растворе и в исследуемой пробе производятся на длине волны, соответствующей максимальному значению уровня светового сигнала каждой из этих проб, то учет оптической плотности холостой пробы осуществляется при калибровке и при измерениях таким образом, что вместо холостой пробы в память микрокомпьютерной системы спектрометра вводится ее оптическая плотность, предварительно измеренная на длине волны, соответствующей максимальному уровню светового сигнала холостой пробы - декана при сканировании спектра в диапазоне 2700-3000 нм.
В связи с тем что невозможно подобрать две кюветы даже равной оптической длины с одинаковыми оптическими параметрами, измерения необходимо проводить в одной кювете последовательно.
Кроме того, из-за быстрой испаряемости газоконденсата все измерения проводятся в кювете, герметически закрытой крышкой из маслобензостойкой резины.
На фиг.5 представлена зависимость изменения длины волны, соответствующей максимуму светового сигнала при сканировании спектра, от содержания нефти в газоконденсате, полученная при измерении калибровочных растворов для системы нефть - газоконденсат. Хорошо видна регулярность изменения длины волны максимума уровня сигнала фотоприемника прибора в зависимости от концентрации нефти. Следует заметить, что при проведении калибровки с использованием декана этого не происходит.
Именно эта зависимость может служить калибровкой для оценки содержания нефти в газоконденсате, т.к. спектральные измерения многих нефтей и конденсатов одного месторождения дают постоянное значение длины волны максимума уровня сигнала в выбранном диапазоне (2700-3000 нм).
На фиг.6 показан спектр газоконденсата, снятый (сканированный) на приборе ИКАР-3 во всем диапазоне работы прибора.
На фиг.7 показаны спектры этого же газоконденсата и нефти (ТН-товарная нефть, т.е. та, что отправляется потребителю) - оба из Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ).
Здесь хорошо видно, что уровни сигнала (по оси «у» - в условных единицах) существенно различны. Это и позволило проводить дальнейшие исследования в этой области спектра.
В соответствии с полученными калибровочными зависимостями, представленными на фиг.3 и 4, были проведены измерения содержания нефти в конденсатах, в которых были проведены аналогичные измерения фотоколометрическим методом с помощью прибора КФК-3.
ИК-спектрометрические измерения проводились на анализаторе растворов инфракрасном ИКАР-3 с использованием двух калибровок - усредненной по газоконденсату и по декану.
В таблице представлены результаты этих измерений, где приняты следующие обозначения:
D - оптическая плотность;
ГК - газоконденсат;
Кэ - коэффициент поглощения;
С, % об.- концентрация нефти в % (объемных);
С, % масс.- концентрация нефти в % (массовых).
| Таблица 1 | |||||
| D холостой пробы | D измеренное | Кэ | С, % об. ИКАР-3 | С, % масс.ИКАР-3 | С, % масс.КФК-3 |
| Газоконденсат ГК10 | |||||
| 0.795 (ГК) | 0,0344 | 41,67 | 7,18 | 5,88 | 3,32-5,81 |
| 0,7726 | 0,0483 | 40,816 | 9,85 | 8,05 | |
| Газоконденсат ГК12 | |||||
| 0.795 (ГК) | 0,063 | 41,67 | 13,1 | 10,7 | 6,35-11,64 |
| 0,7726 | 0,0785 | 40,816 | 16,23 | 13,3 |
Видно, что измерения концентрации нефти по конденсату дают меньшие значения, что можно объяснить наличием нефти в каждом из конденсатов, используемых для получения усредненной калибровки. Каждое из приведенных в таблице значений получено как среднее 10 измерений.
Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающий определение плотности нефти и ее содержания в зависимости от плотности, отличающийся тем, что плотность определяют инфракрасным спектрометром, строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности, перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы, а измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы.
