Способ и устройство для определения растворенного газа в нефти


 


Владельцы патента RU 2541378:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "СКПнефть" (RU)

Изобретение относится к способам и устройствам для измерения содержания растворенного газа, остающегося в нефти после сепарации, при различных давлениях и температурах в установках замера дебитов скважин. Способ определения содержания растворенного газа в нефти включает в себя отбор проб, ввод в прибор калиброванного объема нефти, создание заданного соотношения фаз. Также способ включает приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие при различных температурах и регистрацию давления. При этом приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие производится в присутствии в исходном состоянии газовой фазы в диапазоне давления и температур, имеющихся на замерных установках по месторождению, с получением зависимости содержания растворенного газа от температуры и давления, вводя ее в контроллер замерной установки. Устройство для определения содержания растворенного газа в нефти содержит измерительную камеру с поршнем и терморубашкой, механизм перемещения поршня с блоком управления, фланец с входным клапаном, дозировочную камеру с поршнем и газовой камерой, вентиль турбулизирующий и датчик давления. При этом фланец устройства, для обеспечения сообщения измерительной камеры с атмосферой, снабжен выходным вентилем и резиновой мембраной с заглушкой, имеющей конусное отверстие. Техническим результатом является повышение точности и достоверности измерения за счет ведения процесса разгазирования в условиях, соответствующих реально существующим на месторождении, упрощение процесса отбора проб нефти и увеличение, за счет этого, количества проводимых анализов. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам и устройствам для измерения содержания растворенного газа, остающегося в нефти после сепарации, при различных давлениях и температурах в установках замера дебитов скважин.

Для определения содержания растворенного газа в нефти имеются различные средства и методы (РД 39-1-348-80 «Исследование пластовой нефти с помощью жидкометаллического сплава»; ОСТ 153-392-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей»; Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. «Физика нефтяного и газового пласта», М.: Недра, 1982). Общая суть их заключается в отборе проб нефти на забое скважин и разгазировании ее в лабораторных условиях на специальных установках при различных давлениях и температурах. Затем, на основе полученных данных, строятся кривые разгазирования.

Основным недостатком этих методов является их высокая трудоемкость. Поэтому они применяются, как правило, для получения информации о нефти только на разведочных скважинах, которая используется при разработке проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи). При этом, ввиду малого количества анализируемых проб, достоверность полученных результатов оказывается низкой и расхождения между ними могут достигать 25% и выше.

При промышленной разработке месторождения, имеющиеся исходные данные требуют уточнения. Кроме того, по ряду технологических причин содержание растворенного газа в нефти, в процессе разработки месторождения, может существенно изменяться. Поэтому согласно ГОСТ Р 8.615-2005 (ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа») измерения добываемого попутного газа должны производиться регулярно по каждой скважине с погрешностью, не превышающей ±5%.

Такая информация необходима для ведения процесса разработки месторождения в оптимальном режиме, определения количества извлекаемого из недр попутного нефтяного газа и коэффициента его утилизации.

Наиболее широкое распространение получил сепарационный метод измерения дебита скважин по нефти и газу. В соответствии с ним, поступающая из скважин газонефтяная смесь разделяется на газовую и жидкую фазы, которые раздельными потоками поступают на счетчики, а затем вновь смешиваются.

Поскольку термодинамические условия (Pc, Tc) разделения продукции скважин всегда отличаются от стандартных (Р=101,3 кПа, Т=20°C), то в измеряемой нефти обязательно содержится растворенный газ.

В зависимости от типа нефти и условий сепарации содержание остаточного растворенного газа и его влияние на точность измерения дебитов могут быть различными. В частности, исследования, проведенные в ОАО «Оренбург-нефть», показали, что при среднем газовом факторе по Давыдовскому месторождению Гср.=357 м3/т, объемная доля остающегося после сепарации газа при Рс=4 МПа составляет 38%, а по Зайкинскому месторождению при Гср=351 м3/т и Рс=2 МПа объемная доля растворенного газа равна 18%. При этом массовые доли его в нефти будут соответственно равны 26% мас. и 9,8% мас. Если остаточный растворенный газ не учитывать, то будут иметь место соответствующие дополнительные погрешности. Для исключения их необходимо вводить на величину остающегося после сепарации нефти газа поправки в массу измеряемой нефти и в объем выделившегося свободного газа.

Контроль содержания растворенного газа в нефти, после сепарации в установках замера дебитов скважин, в настоящее время осуществляют по методике, изложенной в МИ 3035-2007 (МИ 3035-2007 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-BP»), которая базируется на применении прибора УОСГ-1РГ. Суть ее заключается в следующем. Прибор подключается к трубопроводу после сепаратора, и часть потока нефти, в период проведения замеров, постоянно пропускается через термостатирующую рубашку прибора. Для производства измерения отбирается порция нефти, вначале в измерительную камеру, а потом переводится в калиброванную дозировочную камеру. Затем измерительная камера освобождается от остатков нефти, перемещением поршня свободный объем измерительной камеры делается таким, чтобы он превышал объем дозировочной камеры на заданную величину. После этого открывается вентиль, сообщающий обе камеры, и нефть, под действием перепада давления, имеющегося в газовой части дозировочной камеры и измерительной камеры, турбулизируясь, приходит в термодинамическое равновесие с образующейся газовой фазой. Далее снимается показание давления по манометру. Операции повторяют при других объемах измерительной камеры, пока давление в ней максимально не приблизится к атмосферному, и по имеющейся формуле рассчитывается содержание растворенного газа в нефти.

Применяемый метод и техническое средство имеют несколько существенных недостатков. Во-первых, измерение производится при температуре нефтяного потока, которая, как правило, отличается от стандартной (20°C), поэтому получаемые результаты отличаются от истинных. Во-вторых, при изменении термодинамических условий сепарации (Рс, Тс) необходимо проводить новые измерения. В третьих, условия, создаваемые в измерительной камере, отличаются от реальных, при которых новое выделение растворенного газа, после замерной установки, происходит в присутствии газовой фазы. Все отмеченное выше снижает точность и достоверность получаемых результатов.

Наиболее близким по технической сущности является метод, изложенный в МИ 2575-2000 (МИ 2575-2000 «Остаточное газосодержание»), базирующийся на применении прибора АЛП-01ДП. Суть его и принцип действия прибора заключаются в герметичном отборе пробы нефти в специальный пробоотборник, вводе в дозировочную камеру прибора калиброванного объема нефти, создании в измерительной камере заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведении системы в термодинамическое равновесие при давлении, близком к атмосферному, с поддержанием необходимой температуры и регистрации давления. В отличие от применяемого метода он позволяет производить измерения при заданной температуре. При этом сохраняются два приведенных выше недостатка.

Целью изобретения является повышение точности и достоверности измерения растворенного газа. Поставленная цель достигается за счет введения процесса приведения системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие при условии присутствия в исходном состоянии газовой фазы в диапазонах давления и температур, соответствующих имеющимся на разрабатываемом месторождении, получения, после обработки получаемых данных, аналитической зависимости Vрг=f(Pc, Тс) и ввода ее в контроллер установки замера дебита скважин. Для этого фланец измерительной камеры снабжен вентилем и резиновой мембраной с заглушкой, имеющей конусное отверстие.

На фигуре показана принципиальная схема устройства для определения содержания растворенного газа в нефти. Оно состоит из измерительной камеры (1) с термостатирующей рубашкой (2), фланцем (3) и подвижным поршнем (4); механизма линейного перемещения поршня с двигателем (5); ходовой винтовой пары (6); микровыключателей (7); блока управления (8). Фланец измерительной камеры имеет в своем составе: датчик давления (9); фильтр (10); входной клапан (11); дозировочную камеру (12) с подвижным поршнем (13), газовой камерой (14) и манометром (15); вентиль турбулизирующий (16); вентиль выходной (17); резиновую мембрану (18) с заглушкой (19), имеющей конусное отверстие.

Определение содержания растворенного газа в нефти по предлагаемому способу и устройству (прибору) производится следующим образом. По месторождению, на одной или нескольких скважинах, после сепарации на замерной установке отбирается определенное количество проб нефти и газа в герметичные пробоотборники, которые доставляются в лабораторию. Перед началом измерений к входному клапану прибора (11), через фильтр (10), подключается один из нефтяных пробоотборников, а к термостатирующей рубашке (2) - термостат. После стабилизации температуры, из пробоотборника в дозировочную камеру (12) вводится порция нефти, поршень (4) перемещается влево с тем, чтобы объем измерительной камеры (1) стал равным заданному. Затем с помощью медицинского шприца через мембрану (18) вводится определенный объем газа из газового пробоотборника, открывается вентиль (16), под действием перепада давления в измерительной камере (1) и газовой камере (14), нефть, турбулизируясь, вводится в измерительную камеру, где система «нефть-газ» приходит в равновесие при заданных температуре и соотношении фаз. При этом установившееся давление фиксируется. Такие измерения повторяются не менее сотни раз с другими порциями нефти, при различных соотношениях фаз, во всем диапазоне температур сепарации (на замерных установках), имеющихся на месторождении, с тем, чтобы получаемые равновесные давления охватывали весь диапазон от Рст=101,3 кПа до Pmax сепарации, имеющемся на месторождении. После обработки полученных данных получается зависимость содержания растворенного газа (Гр) в нефти от давления (Pc) и температуры (Tc) сепарации. Такая зависимость может быть введена в память контроллера замерной установки, и он сможет в автоматическом режиме, исходя из имеющихся величин Pc и Tc, рассчитывать величину Гр и вводить соответствующие поправки в измеренные величины нефти и выделившегося свободного газа. Таким образом, замерная установка может постоянно давать информацию о дебитах по нефти и газу подключенных к ней скважин.

Данный методический подход и прибор прошел апробацию на месторождениях Республики Татарстан, и была получена зависимость Гр=f(Pc, Тс), имеющая следующий вид:

Гр=(A1·P3-B1·P2+C1·P+D1)·T+A2·P3-B2·P2+C2·P+D2

где Рс, Тс - давление и температура сепарации в замерной установке;

A1 A2, B1 B2, C1, C2, D1, D2 - коэффициенты, характеризующие состав и свойства нефти.

Более точная, достоверная и постоянная информация о количестве добываемого попутного газа по скважинам позволит вести процесс разработки месторождения в оптимальном режиме и правильно вести работу по повышению коэффициента использования (утилизации) газа.

1. Способ определения содержания растворенного газа в нефти, включающий отбор проб, ввод в прибор калиброванного объема нефти, создание заданного соотношения фаз, приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие при различных температурах и регистрацию давления, отличающийся тем, что приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие производится в присутствии в исходном состоянии газовой фазы при давлениях и температурах во всем диапазоне их изменения по месторождению, с получением зависимости содержания растворенного газа от давления и температуры, вводя ее в контроллер замерной установки.

2. Устройство для определения содержания растворенного газа в нефти, содержащее измерительную камеру с поршнем и терморубашкой, механизм перемещения поршня с блоком управления, фланец с входным клапаном, дозировочную камеру с поршнем и газовой камерой, вентиль турбулизирующий и датчик давления, отличающееся тем, что фланец устройства снабжен выходным вентилем и резиновой мембраной с заглушкой, при этом в последней выполнено конусное отверстие.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам контроля состояния атмосферного воздуха и может быть использовано для мониторинга загрязнения окружающей среды аэрозолями, а также для контроля аварийных выбросов.

Изобретение относится к области аналитической химии. Испытуемый образец золошлакового материала и пары азотной кислоты подвергают контакту в изолированной камере в течение 8-90 часов.

Изобретение относится к области поверхностных явлений и может быть использовано в разных отраслях, в том числе для характеристики дисперсных материалов или раздробленных материалов, песка, цемента и т.п.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Изобретение относится к противопожарной технике и может быть использовано при оценке огнетушащей способности порошковых составов огнетушителей. Способ определения распределения массы частиц огнетушащего вещества, содержащегося в нестационарном газовом потоке, с осаждением их на подложке и измерением времени осаждения частиц.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к автомобильно-дорожной и коммунальной отраслям, а именно к способам, предотвращающим скользкость на автодорогах и тротуарах в зимний период нанесением на них противогололедных реагентов (ПГР).

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов. Для определения распределения и профиля проникшего загрязнителя в пористой среде приготовляют суспензию загрязнителя, содержащего по меньшей мере один твердый компонент и окрашенного по меньшей мере одним катионным красителем. Прокачивают суспензию окрашенного загрязнителя через образец пористой среды, после чего производят раскол образца пористой среды и определяют распределение и профиль загрязнителя в образце по распределению и интенсивности по меньшей мере одного красителя. Техническим результатом является обеспечение возможности определения распределения и профиля проникшего загрязнителя в пористой среде с достаточно высокой точностью и высоким разрешением. 12 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к сельскому хозяйству, а именно к машинному доению коров. Сначала каждую корову доят доильным аппаратом через счетчик молока. Затем транспортируют выдоенное молоко по молочной линии с коммуникациями доильной установки до сборной емкости. Определяют массовую долю жира в средней пробе молока до и после транспортировки по молочной линии. Определяют класс молочной линии по индексу дестабилизации жировых частиц - Д. Причем при разной производительности молочной линии на предприятии в течение суток определяют общую продолжительность каждого доения - Tn и количество молока в конечном танке - Mn, где n - порядковый номер доения. Вычисляют среднюю производительность молочной линии - Vn по формуле: Vn=Mn/Tn. Устанавливают индекс дестабилизации жировых частиц при высокой производительности молочной линии - Дв и при низкой производительности линии - Дн. Класс молочной линии устанавливают при разной ее производительности в соответствии со следующими диапазонами значений Дв и Дн: к I классу с высокой сохранностью жира - менее 4%, ко II классу со средней сохранностью жира - до 7%, к III классу с низкой сохранностью жира - более 7%. Повышается точность определения класса молочной линии. 5 табл.
Изобретение относится к способам определения качества металлических разнофункциональных покрытий на изделиях, получаемых обработкой давлением. Способ определения качества покрытий на изделиях, получаемых обработкой давлением, заключается в том, что образец-свидетель перед подготовкой поверхности по ГОСТ 9.301.78 и нанесением покрытия на него подвергают осадке по схеме напряженно-деформированного состояния аналогично таковой для конкретного вида обработки давлением, при котором получено изделие. Затем исследуемую поверхность образца-свидетеля подвергают комплексной обработке, соответствующей комплексу поверхностной обработки реального изделия после обработки давлением перед нанесением покрытия. В этом случае напряженно-деформированное состояние образца и физико-механическое состояние его поверхности в наибольшей степени соответствует таковым для конкретного вида обработки давлением и последующей поверхностной обработки, при которых получено изделие. Техническим результатом является повышение точности (достоверности) определения параметров качества разнофункциональных покрытий на изделиях, получаемых обработкой давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению исходных данных для проектирования разработки продуктивной залежи вмещающей, нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую неньютоновские свойства нелинейной вязкопластичной нефти. Техническим результатом является повышение точности определения реологических, фильтрационных свойств нефти и термобарических параметров системы «пласт-нефть» с учетом влияния неньютоновских свойств нелинейной вязкопластичной нефти. Способ включает исследование скважины и/или использование данных из исходной геолого-физической характеристики пласта, данных о физических свойствах нефти, составе попутного газа, результатов промысловых и гидродинамических исследований скважины на установившемся режиме, включающих пары значений забойного давления и дебита скважины по нефти и определение реологических и/или фильтрационных параметров системы «пласт-нефть» методом моделирования процессов фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти на основе полученных данных с определением ее притока. В модели фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти учитывают площадь дренирования и фактор формы контура питания, а псевдоустановившийся приток указанной нефти к забою вертикальной добывающей скважины, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования, определяют по математической формуле. 3 з.п. ф-лы, 6 табл., 2 ил.

Изобретение относится к литейному производству, а именно к определению формы зерен формовочного песка на основе кварца, и может быть использовано при оценке состояния поверхности формовочного песка различных месторождений. Способ включает отбор пробы песка, отделение глинистых частиц, расположение пробы песка на контрастной гладкой подложке, фотографирование через микроскоп, оптический анализ изображения путем наложения сетки и подсчета числа ячеек, содержащих контур фрактала, построение графика логарифмической зависимости, определяющей фрактальную размерность Dp. Анализ изображения осуществляют компьютерной обработкой изображения, подсчитывая число занятых ячеек только на границе зерна песка. Определяют зависимость числа занятых ячеек N со стороной ячейки h от размера ячейки в двойных логарифмических координатах. Построение графика линии логарифмической зависимости осуществляют по lnN от lnh и определяют фрактальную размерность Dp по тангенсу угла наклона линии, полученной построением логарифмической зависимости Dp=lnN/lnh. Техническим результатом является повышение достоверности оценки формы зерна формовочного песка и его развитой поверхности. 3 ил., 2 табл.
Наверх