Способ определения остаточного содержания газа в жидкости



Способ определения остаточного содержания газа в жидкости
Способ определения остаточного содержания газа в жидкости
Способ определения остаточного содержания газа в жидкости
Способ определения остаточного содержания газа в жидкости
Способ определения остаточного содержания газа в жидкости

 


Владельцы патента RU 2513892:

Галимов Артур Маратович (RU)
Денисламов Ильдар Зафирович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

Г = i = 1 n ( Г i Q i ) Q г i = 1 n Q i

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для определения остаточного содержания газа в нефти на установках предварительной сепарации попутного нефтяного газа.

На малообводненных нефтяных месторождениях для повышения безопасности перекачки добытой нефти по трубопроводу от добывающих скважин до установки подготовки нефти (УПН) основную часть растворенного в нефти газа отделяют в сепарационной емкости дожимной насосной станции (ДНС) и после подготовки отправляют по газопроводу потребителю. Нефть с остаточным содержанием газа направляется на центробежный насос для откачки в УПН. Согласно требованиям к эксплуатации центробежных насосов (Насосы центробежные многоступенчатые секционные / Техническое описание и инструкция по эксплуатации НДСА 38-110-01-ТО. - Ясногорск. - С.4а.) содержание остаточного газа в жидкости, в частности в нефти, должно быть известным и не превышать установленной нормы.

Необходимость определения остаточного содержания газа в нефти повышается при наличии в технологической схеме ДНС или УПН резервуара вертикального стального (РВС) между газосепарационной емкостью и насосом откачки нефти. Такой РВС имеет дыхательные клапана, через которые часть попутного нефтяного газа удаляется в атмосферу из-за постоянно существующей разницы в температуре окружающей среды и поступающей в РВС нефти.

Известно изобретение «Устройство для измерения газового фактора» (АС №1810522 A1, опубл. 23.04.93, бюл. №15), по которому газожидкостная смесь движется по выкидной линии нефтедобывающей скважины через штуцер, исполненный в виде осевого канала малого диаметра. Согласно приведенному в изобретении чертежу осевой канал устройства имеет столь малое сечение, что такой штуцер при его установке на нефтесборный трубопровод способен значительно повысить давление в трубопроводе с последующей возможностью создания аварийной ситуации.

Известен патент РФ №2427410 на изобретение «Узел обессоливания нефти» (опубл. 27.08.2011, бюл. №24), по которому предложено перемешивать трубопроводную нефть с помощью двух лопастных решеток, задающих протекающей нефти разные направления вращения относительно оси трубопровода. Устройство трудоемко в изготовлении и не обеспечивает полного перемешивания скважинной газожидкостной смеси, а именно: газовая фаза скважинного потока в ВЛ после прохождения устройства будет консолидироваться по периферии трубопровода. Поэтому отбираемые пробы после такого устройства будут непредставительными для определения остаточного содержания газа в жидкости.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения остаточного содержания газа в жидкости, в частности в нефти, удобного для применения на территории объектов нефтедобычи, на которых имеется разделение добытой скважинной продукции на нефть и попутный нефтяной газ (ПНГ).

Задача решается тем, что в способе определения содержания газа в жидкости, содержащем процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа, начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод, а остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

Г = i = 1 n ( Г i Q i ) Q г i = 1 n Q i

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины;

Qi - дебит по жидкости i-ой скважины;

n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод;

Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени.

Рассмотрим реализацию способа на примере группы из семи нефтедобывающих скважин, работающих на единый нефтепровод и насос откачки нефти в УПН. Технологическая схема подготовки нефти к транспортировке изображена на чертеже, где 1 - добывающие скважины, 2 - единый нефтепровод группы скважин, 3 - газосепаратор, 4 - РВС с дыхательным клапаном, 5 - центробежный насос откачки нефти.

1. Согласно изобретению по каждой из этих скважин приемлемым способом определяют начальное газосодержание в жидкости - Гi. Результаты измерений совместно с дебитами по жидкости даны в таблице.

2. На момент этих измерений фиксируют суточное значение выхода газа Qг из газосепаратора 3: Qг=600 м3/сут.

3. Всего добыча ПНГ по семи скважинам равна 700 м3/сут, а общая добыча жидкости равна 70 м3/сут. После газосепаратора 2 суточное содержание остаточного газа в жидкости будет равным 100 м3.

4. По приведенной формуле находим, что остаточное газосодержание в трубопроводной жидкости в точке, находящейся между газосепаратором 3 и РВС 4, равно 1,43 м33: Гi=(700-600)/70 м33.

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. Согласно этого ГОСТа в качестве смешивающего устройства может служить центробежный насос откачки 5 (п.2.13.1.4). Отметим, что в резервуаре 4 определенная часть ПНГ периодически удаляется в атмосферу, поэтому измерения по пробам, отобранным после насоса 5, не будут характеризовать газосодержание в жидкости сразу после газосепаратора 3.

Таблица
Параметры по скважинам группы Обоз-е и ед. изм-я Данные по скважинам Всего по группе скважин
Номер скважины - 1 2 3 4 5 6 7 -
Начальное гасосодержание Гi м33 10 20 10 2,5 10 11,3 2,4 10
Дебит по жидкости Qi м3/сут 10 7 10 20 10 8 5 70
Добыча ПНГ Гi∙Qi м3/сут 100 140 100 50 100 90 120 700

При существующей схеме подготовки малообводненной нефти к дальнейшей перекачке использование центробежного насоса в качестве смешивающего устройства также не решает поставленную техническую задачу. Заявленное изобретение успешно решает эту задачу без привлечения дополнительных затрат на оборудование и приборы, так как практически во всех нефтедобывающих предприятиях существуют и реализуются плановые задания на измерения газосодержания в скважинной продукции.

Существенное отличие и новизна способа состоят в том, что получаемая на промыслах информация будет впервые использоваться по новому алгоритму с достижением дополнительного технического результата. В частности, по разнице остаточного газосодержания в жидкости перед РВС 4 (см. чертеж) и после насоса 5 можно уверенно судить об объемах утечек попутного нефтяного газа через дыхательные клапана резервуара 4.

Технико-экономический результат по изобретению заключается в получении достоверной технической и экологической информации при минимальных затратах.

Способ определения остаточного содержания газа в жидкости, содержащий процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа, отличающийся тем, что начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод, а остаточное содержания газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:
Г = i = 1 n ( Г i Q i ) Q г i = 1 n Q i
где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины;
Qi - дебит по жидкости i-ой скважины;
n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод;
Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин и добыче газа. Группа изобретений может найти применение при проведении геофизических и гидродинамических исследований и позволяет оценить продуктивность газовых скважин, вскрывших продуктивный изотропный пласт под заданным зенитным углом, и оптимизировать их конструкции.

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.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для измерения параметров потока флюида (нефть, вода, газ и их смеси), таких как температура, скорость и фазовый состав, и может быть использовано при проведении геофизических исследований скважин, а также при контроле за транспортировкой жидких углеводородов по трубопроводной системе.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке. Сепаратор содержит цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой и днищем с осевыми каналами, дренажную трубу, размещенную в осевом канале днища.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче.

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию.

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. .

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из эмульсии в аппарате и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание эмульсии и откачку нефти потребителю. После аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа. При этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса. После буферных сепарационных емкостей перед нагревом эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию эмульсии в вертикальном резервуаре. При увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость. При снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды. 2 ил.
Наверх