Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин
Владельцы патента RU 2565356:
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (RU)
Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений методами ИК-спектрометрии. Содержание нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин определяют ИК-спектрометрическим методом, включающим измерение спектра исследуемой пробы с помощью ИК Фурье-спектрометра и определение методом PLS массовых долей нефти и газового конденсата в соответствии с предварительно построенной калибровочной моделью, созданной по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов. Изобретение позволяет оперативно, с высокой точностью и без пробоподготовки определять содержание нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин, что позволяет своевременно корректировать режимы эксплуатации добывающих скважин. 5 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области исследования методами ИК-спектрометрии состава и свойств продукции нефтяных и газокондесатных скважин в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Оперативная информация о закономерностях изменения состава и свойств продукции скважин используется для корректировки проектов разработки нефтегазоконденсатных залежей и режимов эксплуатации добывающих скважин.
Раздельное измерение массовых долей нефти и конденсата газового стабильного необходимо также для составления отчетного баланса запасов по нефтегазоконденсатным месторождениям в соответствии с формой государственного статистического наблюдения №6-гр (нефть, газ, компоненты).
Известен способ раздельного учета добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей рефрактометрическим методом [1], включающим измерение показателя преломления смеси и определение содержания нефти по градуировочному графику зависимости показателя преломления от доли нефти в смеси. При этом градуировочный график строят на бумаге по методу наименьших квадратов после измерения показателя преломления градуировочных растворов нефти в газовом конденсате,
Основные недостатки рефрактометрического способа:
- отсутствие современной компьютерной автоматизации всего процесса измерения;
- существенные ошибки измерений содержания нефти в конденсате в случаях его высокой удельной плотности;
- способ не позволяет проводить достоверные измерения в продукции нефтяных скважин при небольших концентрациях газового конденсата [2].
Известен также способ определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины, основанный на фотометрических измерениях продукции газоконденсатных скважин с помощью фотоколориметра КФК-3 [3]. Этот способ включает построение градуировочной зависимости оптической плотности от концентрации нефти в растворителе - н-гексане, используемом также для холостой пробы, измерение оптической плотности исследуемой пробы и определение содержания концентрации нефти в соответствии с градуировкой, причем измерение оптической плотности осуществляют в ультрафиолетовом диапазоне на двух длинах волн (λ=365 нм и 390 нм).
К недостаткам этого способа относятся недостаточная чувствительность и ограниченный диапазон измеряемых концентраций (не более 10%), в связи с чем пробы необходимо разводить, что увеличивает погрешность измерения и требует проведения работ по подготовке пробы. Кроме того, этот способ не позволяет с необходимой для производства точностью измерять содержание газового конденсата в продукции нефтяных скважин.
Из известных способов определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины наиболее близким к предлагаемому является способ [4], основанный на измерении содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины по оптической плотности исследуемого раствора, которую определяют инфракрасным спектрометром типа ИКАР-3, строят градуировочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде “чистого газоконденсата” или алкана, используемого в качестве холостой пробы при градуировке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по оптической плотности, а перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектров 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. Основные недостатки указанного способа:
- параметры градуировки необходимо вводить при каждом включении прибора;
- требуется время для визуального определения длины волны, соответствующей максимальному значению сигнала исследуемой пробы, для чего весь файл измеренных данных необходимо выводить на экран монитора;
- в способе не заявлялась возможность измерения конденсата газового стабильного в продукции нефтяных скважин.
Основной задачей заявляемого изобретения и требуемым техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является создание способа измерения массовой доли нефти и конденсата газового стабильного в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, обеспечивающего практически полную автоматизацию измерений, повышение их точности и оперативности получения результатов анализа.
Поставленная задача и требуемый технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе определение массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатных смесях осуществляется методом PLS автоматически по измеренному на ИК Фурье-спектрометре спектру интегральной оптической плотности исследуемой пробы в соответствии с предварительно построенной калибровочной моделью, созданной по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов. Все измерения исследуемых и калибровочных растворов (стандартов) проводят в кюветах толщиной 0,5-2,5 мм.
Таким образом способ измерения массовой доли нефти и конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин устанавливает процедуру измерений массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатной смеси методом PLS с помощью ИК Фурье-спектрометра высокого разрешения. Диапазон измеряемых концентраций нефти и конденсата от 0,1 до 100%.
В дальнейшем сущность способа поясняется описанием примера его выполнения, иллюстрирующими рисунками и таблицей.
На рисунке 1 представлен общий вид спектров пропускания калибровочных растворов (стандартов), измеренных в диапазоне 4000 см-1-500 см-1 на РЖ Фурье - спектрометре высокого разрешения в кюветах толщиной 2,4 мм.
Градуировочные растворы готовят, используя бесцветный газоконденсат первой ступени сепаратора и нефть с максимальной удельной плотностью исследуемого куста скважин или нефть скважины, о которой известно, что в ее продукции нет конденсата. Очевидно, что для проведения градуировки должны использоваться нефть и стабильный газоконденсат того же горизонта (залежи), к которому относится и продукция исследуемой скважины. Представленные материалы основаны на материалах исследования продукции из неокомских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
На рисунке 1 хорошо видно, что имеется три участка с достаточно высоким пропусканием, на которых можно проводить измерения.
На рисунках 2-4 эти участки показаны более детально.
Программное обеспечение современных ИК Фурье-спектрометров высокого разрешения позволяет проводить измерения и, соответственно, градуировки различными методами. Калибровки и измерение методом PLS позволяют получить хорошие результаты измерений при ограниченном наборе стандартных смесей.
Так как промышленных стандартных смесей нефти в газовом конденсате (стандартных образцов предприятия) не существует, то в соответствии с разработанной методикой регламентируется процедура приготовления аттестованных смесей нефти в газовом конденсате, которые затем используются для создания калибровочных моделей, для чего используют пробы нефти и конденсата в диапазоне массовых долей от 0% до 100%.
На рисунке 5 представлен образец калибровки методом PLS (калибровочная модель) для диапазона концентраций от 0,1 до 100%.
Значение погрешности (и ее составляющих) результатов измерений предлагаемым способом, рассчитанные в соответствии с требованиям ГОСТ Р ИСО 5725-2002, не превышает значений, приведенных в таблице 1.
Источники информации
1. СТО Газпром 2-3.3-304-2009 «Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО “Газпром”».
2. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений. - М.: Нефть и Газ, 2007-226 с.
3. Методика выполнения измерений массовой концентрации нефти в продукции газоконденсатных скважин УНКГМ, ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», 2008 г.
4. Патент №2386951 от 20.04.2010 г. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины.
Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин, включающий отбор пробы и измерение ее оптической плотности, отличающийся тем, что определение массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатных смесях осуществляется методом PLS автоматически по измеренному на ИК Фурье-спектрометре спектру интегральной оптической плотности исследуемой пробы в соответствии с предварительно созданной калибровочной моделью по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов, при этом все измерения исследуемых и калибровочных растворов (стандартов) проводят в кюветах толщиной 0,5-2,5 мм.
