Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа

Способ обеспечивает определение объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ) в установке предварительного сброса воды (УПСВ) или дожимной насосной станции (ДНС). Способ реализуется на основании периодических измерений содержания сероводорода в поступающей на УПСВ или ДНС газожидкостной продукции и разделенных на этих объектах нефти, пластовой воды и ПНГ. По способу количественно замеряют содержание сероводорода в поступающей на УПСВ (ДНС) газожидкостной смеси, нефти и воде. По материальному балансу определяют массовый выход H2S в составе ПНГ. Учитывая массовую концентрацию сероводорода в ПНГ, определяют объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени. Технический результат заключается в возможности измерения объема отсепарированного попутного нефтяного газа без применения счетчиков газа, что повышает точность измерений. 1 табл.

 

Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ) на установках предварительной сепарации газа из добываемой сероводородсодержащей нефти.

На нефтяных месторождениях основную часть растворенного в нефти газа отделяют в сепарационных емкостях дожимной насосной станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). После подготовки отделенный газ направляют при существующем избыточном давлении по газопроводу потребителю. Нефть с ДНС или УПСВ насосом направляют на установку подготовки нефти (УПН), а отделенную и подготовленную воду закачивают обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления и до извлечения нефти. Счетчики попутного нефтяного газа, установленные в ДНС, УПСВ и УПН, работают со значительной погрешностью из-за наличия конденсата в газе. Со временем конденсат накапливается в полостях счетного устройства, вследствие чего его показания становятся ошибочными.

В физико-химических анализах известны методы нахождения количества определенного вещества в воде и других флюидах с помощью индикаторов, реагирующих на искомое вещество (Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1975. - С.117-119). Использование известных положений не позволяет оценивать объемы отсепарированного ПНГ на объектах добычи и подготовки нефти.

Технической задачей по изобретению является разработка технологии измерения объема отсепарированного попутного нефтяного газа из продукции сероводородсодержащего нефтяного месторождения без применения счетчиков газа, имеющих невысокие технические характеристике по точности измерения. В качестве надежного индикатора единицы объема ПНГ мы предлагаем использовать природную составляющую пластовых флюидов многих месторождений - сероводород. В попутном нефтяном газе сероводородсодержащего нефтяного месторождения сероводород является ярко выраженной и относительно стабильной компонентой и по закону Дальтона в любом объеме ПНГ при любом давлении и температуре распределен равномерно. Это известное положение и отсутствие утечек в системе сбора "скважина - УПСВ" позволяют определить решение поставленной задачи в следующем виде - в способе определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа, включающем измерения концентрации индикатора во флюидах, определяют общую массу сероводорода (H2S) в трубопроводной продукции, поступающей на газосепаратор, определяют массу H2S в нефтяной и водной частях продукции, замеряют массовую концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе, а объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяют по формуле:

где: Vг - объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени;

Mобщ - общая масса сероводорода в трубопроводной продукции до газосепаратора за единицу времени;

Mн - масса сероводорода в нефтяной части продукции за единицу времени

Mв - масса сероводорода в водной части продукции за единицу времени;

C - массовая концентрация сероводорода в ПНГ за единицу времени в мг/м3.

Реализацию способа рассмотрим на примере нефтяного месторождения со значительным содержанием сероводорода в добываемой продукции. С добывающих скважин месторождения продукция поступает по единому нефтепроводу на установку предварительного сброса воды, на котором газожидкостная смесь в различных сепараторах и отстойниках разделяется на ПНГ, нефть и пластовую воду. Попутный нефтяной газ после отстойника подается в газопровод и частично на факел. Счетчики марки СВГТ с датчиком ДРГ на этих линиях показывают нестабильную работу, особенно в зимнее время года, поэтому для подсчета суточных объемов ПНГ используем предложенный способ:

1. Общую массу H2S за сутки в трубопроводной продукции месторождения находим путем умножения расхода жидкости по трубопроводу на массовую концентрацию сероводорода. Отбираемые на анализ пробы должны быть представительными, поэтому согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» до пробоотборного устройства внутри трубопровода должно находиться смешивающее устройство с тем, чтобы слои с различным содержанием нефти, газа и воды смешались и превратились в точке пробоотбора в гомогенный состав. В качестве смешивающего устройства может служить центробежный насос (п.2.13.1.4 ГОСТ 2517-85) относительно малой мощности, установленный на нефтепроводе до УПСВ. Данные по трубопроводу приведены в таблице, пункты 1; 4 и 8. Всего на УПСВ ежесуточно приходит с нефтяного месторождения 37,88 кг попутного сероводорода.

При отсутствии возможности установки на нефтепровод до УПСВ смешивающего устройства массу поступающего сероводорода можно подсчитать путем сложения поскважинных данных. Отбор представительных проб со скважин возможен по многим техническим решениям, в частности, с помощью штуцера на выкидной линии скважины, приведенный в описании изобретения к авторскому свидетельству №1810522 А1 (опубл. 23.04.1993, бюл. 15).

2. Определяем суточную массу H2S в отделенной нефти путем умножения объема отделенной нефти на массовую концентрацию сероводорода (п.2; 5 и 9 таблицы).

3. Определяем суточную массу H2S в отделенной пластовой воде путем умножения объема воды на массовую концентрацию сероводорода (п.3; 6 и 10 таблицы).

4. Определяем массовую концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора (п.11 таблицы).

5. Находим по формуле 1 суточный объем отсепарированного попутного нефтяного газа:

Vг=(Mобщ-Mн-Mв)/С=(37,88-21,35-2,54)кг/3036 мг/м3=4608 м3.

Аналогичные измерения и последующие расчеты можно проводить с необходимой периодичностью, например каждые два часа.

Технико-экономический эффект от использования способа заключается в повышении объективности учета объема ПНГ для осуществления геолого-технических мероприятий по проекту разработки месторождения.

Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа, заключающийся в измерении концентрации индикатора во флюидах, отличающийся тем, что определяют общую массу сероводорода (H2S) в трубопроводной продукции, поступающей на газосепаратор, определяют массу H2S в нефтяной и водной частях продукции, замеряют массовую концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе, а объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяют по формуле:
Vг=(Mобщ-Mн-Mв)/C,
где Vг - объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени;
Мобщ - общая масса сероводорода в трубопроводной продукции до газосепаратора за единицу времени;
Мн - масса сероводорода в нефтяной части продукции за единицу времени;
Мв - масса сероводорода в водной части продукции за единицу времени;
С - массовая концентрация сероводорода в ПНГ за единицу времени.



 

Похожие патенты:

Предложенное изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в водоснабжении и гидравлике для измерения количества холодной и/или горячей воды.

Способ оценки термодинамического равновесия газожидкостной смеси при проведении фильтрационных экспериментов предусматривает закачивание в многофазный сепаратор газовой и жидкой фаз с заданными объемным соотношением фаз в потоке и расходами.

Изобретение относится к области измерительной техники. .

Изобретение относится к области газовой хроматографии, а именно к прокачке поверочных газовых смесей (ПГС) через какие-либо изделия, например концентраторы, используемые в дальнейшем в лабораторных комплексах для отбора и газохроматографического анализа проб воздуха из компрессора газотурбинного авиационного двигателя при его стендовых испытаниях на наличие и содержание вредных примесей.

Изобретение относится к способу измерения объема расхода электропроводящих жидкостей через сосуд по п.1 формулы изобретения. .

Изобретение относится к способу управления давлением и/или объемным расходом текучей среды и к устройству для управления объемным расходом и/или давлением в трубопроводе.

Изобретение относится к области измерительной техники и направлено на повышение точности определения массового расхода убираемых культур даже в случае малых расходов, что обеспечивается за счет того, что устройство, в котором убираемая культура транспортируется посредством транспортера, содержит первое измерительное устройство для взвешивания транспортера вместе с транспортируемой убираемой культурой, второе измерительное устройство для определения объема убираемой культуры, транспортируемой с помощью транспортера, и компьютерное устройство, которое соединено с первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством и которое задействовано для того, чтобы определять массовую плотность убираемой культуры посредством измеренных значений первого измерительного устройства и второго измерительного устройства.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в химической, микробиологической, фармацевтической промышленности, в том числе связанных с нанотехнологиями.

Изобретение относится к гидротехнике и мелиорации и может быть использовано для автоматического расхода воды потребителю, совмещающего функции водоподачи и водоучета при поступлении воды из водозаборных узлов, бассейнов суточного регулирования или из крупных каналов.

Изобретение относится к измерительным устройствам и может быть использовано в различных отраслях для измерения объема газа. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения качества цементирования скважин. Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины заключается в равномерном перемещении вдоль скважины акустического преобразователя и отработке полученного на его выходе шумового сигнала, по которому судят о глубине расположения места перетока флюида.

Изобретение относится к гидрогеологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к системе и способу минимизации поглощения бурового раствора в пределах подземных пластов-коллекторов. Техническим результатом является снижение потерь материалов и повышение эффективности эксплуатации скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низко проницаемых пластов в бурящейся скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи углеводородов и проведения исследований и скважинных операций в скважине без подъема насосного оборудования.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных, газовых и гидротермальных скважинах.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважине и может быть применено при электромагнитной дефектоскопии многоколонных конструкций стальных труб.

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин. Техническим результатом, получаемым при внедрении изобретения, является расширение эксплуатационных возможностей за счет однозначной интерпретации результатов термического каротажа для случаев присутствия в скважине температурных аномалий от стационарных градиентов температур и перетоков флюида. Данный технический результат достигается за счет того, что обычная термическая каротажная система дополнена термоанемометром, объединенным с термической системой в единую схему. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ обеспечивает определение объема отсепарированного попутного нефтяного газа в установке предварительного сброса воды или дожимной насосной станции. Способ реализуется на основании периодических измерений содержания сероводорода в поступающей на УПСВ или ДНС газожидкостной продукции и разделенных на этих объектах нефти, пластовой воды и ПНГ. По способу количественно замеряют содержание сероводорода в поступающей на УПСВ газожидкостной смеси, нефти и воде. По материальному балансу определяют массовый выход H2S в составе ПНГ. Учитывая массовую концентрацию сероводорода в ПНГ, определяют объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени. Технический результат заключается в возможности измерения объема отсепарированного попутного нефтяного газа без применения счетчиков газа, что повышает точность измерений. 1 табл.

Наверх