Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение предназначено для определения компонентов текучего неоднородного вещества в среднем инфракрасном диапазоне. Система измерения затухания содержит проточную трубку (4), средство (10) переноса для создания потока образца через трубку (4), средство (14) измерения затухания в среднем инфракрасном диапазоне и средство (18) вычисления, причем средство (14) измерения затухания функционирует с синхронизацией по времени со средством (10) переноса, а средство (18) вычисления обеспечено прогнозирующей моделью.

Предложена система наблюдения. Система включает одно полое оптическое волокно, проходящее через зону с людьми.

Изобретение относится к оптическим методам исследований вещества и может быть использовано для исследования нерастворимой части органического вещества осадочных пород при определении уровня зрелости органического вещества этих пород.

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в атомной энергетике, охране окружающей среды для высокочувствительного контроля долгоживущего глобального радионуклида 14C в газовой фазе технологического процесса переработки отработавшего ядерного топлива в режиме реального времени.

Изобретение относится к экологии, а именно мониторингу состояния окружающей среды методом биоиндикации. Способ определения аммонийных соединений в атмосфере животноводческих комплексов включает сбор образцов лишайника с деревьев, растущих в фоновой зоне, не имеющей выбросов поллютантов в атмосферу.

Изобретение относится к области мониторинга радиационной обстановки и установления факта появления в атмосфере облака радиоактивных веществ. С помощью спектрорадиометра инфракрасного излучения определение присутствия в воздухе радиоактивных газов и аэрозолей осуществляется путем установления повышения в воздухе содержания озона, образующегося из кислорода под действием ионизирующих излучений радионуклидов.

Изобретение относится к способу измерения заполняющей способности измельченного табака. Для осуществления способа облучают образец табака лучом в ближнем инфракрасном диапазоне и измеряют спектр пропускания и поглощения или спектр диффузного отражения.

Изобретение относится к физико-химическим методам анализа и может быть использовано при исследовании алмазов. Заявлен способ восстановления температурно-временных условий генезиса алмазов типа IaAB, либо смешанного типа Ib-IaA, основанный на вычислении по локальным концентрациям примесного азота в формах C, A и B в кристалле, измеренным, например, методом ИК-микроспектроскопии, локальных значений интегрального параметра Knt кинетики агрегации n-го порядка соответствующих азотных центров.

Изобретение относится к физико-химическому анализу и может быть использовано при определении элементного состава полимеров и олигомеров на основе 3,3-бис(азидометил)оксетана (БАМО) методом ИК-спектроскопии.

Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений, а именно к фотометрическим способам определения концентрации диэтиленгликоля в насыщенном (после поглощения влаги из газа) диэтиленгликоле (нДЭГ) и регенерированном диэтиленгликоле (рДЭГ).

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества. Технический результат заключается в обеспечении эффективного поддержания уровня раздела сред в емкости сепаратора при одновременном поддержании в заданных пределах превышения давления в емкости сепаратора над давлением в камере смешивания жидкости и газа. Согласно способу регулируют отвод жидкой и газообразной фаз из емкости сепаратора скважинного флюида по двум отдельным измерительным каналам, с обеспечением поточных измерений количественных показателей по жидкости и газу, с последующим объединением этих потоков в один для дальнейшего транспортирования. Регулятором расхода, установленным в газовой линии, поддерживают в заданных пределах превышение давления в емкости сепаратора над давлением в камере смешивания фаз, исходя из данных об изменении разности давлений сред, содержащихся в емкости сепаратора и в камере смешивания фаз, в то время как уровень жидкости в емкости сепаратора поддерживают регулятором расхода в жидкостной линии, исходя из данных об изменениях уровня жидкости в емкости сепаратора. 1 ил.

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.

Наверх