Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением

Изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа, в частности сероводорода, в нефтепромысловой жидкости, находящейся под давлением в выкидной линии скважины, нефтесборном трубопроводе, емкостном оборудовании или водоводе. Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением заключается в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом. Выделяющийся при отборе жидкости ПНГ направляется в газосборную камеру с измерением объема. Массовое количество сероводорода в собранном объеме ПНГ определяется любым приемлемым способом, например колориметрическим способом, пропуская часть ПНГ через индикаторную трубку H2S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86. Концентрация сероводорода в отбираемой пробе нефти или иной сероводородсодержащей жидкости определяется по математической формуле путем суммирования массы H2S в жидкой и газообразной фазах пробы и отнесения полученной суммы к объему отобранной пробы жидкости в атмосферных условиях. Техническим результатом является повышение точности измерений количественного присутствия сероводорода в промысловой нефти или воде. 2 ил., 1 табл.

 

Предлагаемое изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа в нефтепромысловой жидкости и может быть использовано в скважинной добыче нефти на сероводородсодержащих нефтяных месторождениях и для мониторинга трубопроводной системы и емкостного оборудования при сборе и транспортировке нефти, пластовых и сточных вод, водонефтяных эмульсий.

Известен способ оценки содержания определенного газа в составе воды или иной жидкости, заключающийся в размещении в десорбере пробы жидкости, его барботажа воздухом или инертным газом и определении массы выделенного газа колориметрическим методом путем визуального контроля химической реакции исследуемого газа в индикаторной трубке (Справочник по Drager-Tube / CMS: Справочное руководство по измерениям при анализе почвы, воды и воздуха, а также технических газов, 12-е издание, стр. 42. - Любек, 2003. - 294 с.). Технология рассчитана только на изучение содержания газа в жидкости, находящейся при атмосферном давлении без избыточного давления.

В нефтегазодобывающих предприятиях Российской Федерации успешно используется анализатор сероводорода в жидкости АСЖ-02, известный по патенту РФ №2181882 (опубл. 27.04.2002, бюл. 12) и Стандарту ОАО АНК "Башнефть" Применение нейтрализаторов сероводорода на объектах ОАО АНК «Башнефть / СТ-04-03-01. - Уфа, 2010. - 21 с.

По патенту и по Стандарту предусматривается отбор скважинной нефти из устьевого пробоотборника или вентиля трубопроводной системы в тару небольшого объема (0,2-0,5 литра). Нефть в выкидной линии скважины или трубопроводной системы или в емкости, как правило, находится под определенным давлением до 4 МПа. При отборе пробы нефть вытекает из пробоотборника или вентиля и по трубке перетекает в тару для последующего анализа количественного присутствия сероводорода. Тара при отборе пробы нефти имеет в своей верхней части небольшое отверстие в окружающую атмосферу. При таком методе отборе из нефти выделяется попутный нефтяной газ и удаляется из тары в окружающую атмосферу из-за незначительного превышения давления в таре над атмосферным. Вместе с попутным нефтяным газом (ПНГ) в окружающую атмосферу уходит и теряется из дальнейшего рассмотрения сероводород, находящийся в составе ПНГ. После отбора пробы тара герметизируется.

Существующая сегодня технология оценки количественного присутствия сероводорода в скважинной нефти, находящейся под определенным давлением в скважине или трубопроводе, не способна учитывать сероводород, выделяющийся из нефти при ее дегазации в процессе ее перевода в тару для исследований.

Технической задачей по изобретению является повышение точности измерения концентрации сероводорода в нефти или любой сероводородсодержащейся жидкости, находящейся в технологическом трубопроводе или сосуде под определенным давлением. Такие анализы могут проводиться в промысловых условиях, то есть непосредственно в зоне скважины, трубопровода или емкости под давлением.

Поставленная задача выполняется тем, что способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти в тару при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, дополняют тем, что выделяющийся при отборе пробы нефти попутный нефтяной газ (ПНГ) собирают в газосборную камеру при полном заполнении пробоотборной тары нефтью, измеряют объем ПНГ и концентрацию в нем сероводорода, а концентрацию сероводорода в скважинной нефти определяют по формуле:

где: C - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

C1 - концентрация сероводорода в нефти, находящейся в таре после отбора при атмосферном давлении, мг/л;

C2 - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л

Vн - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

VПНГ - объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом в газосборной камере (воздух вытесняется из пустой тары для нефти).

Согласно заявляемому изобретению обеспечивается учет всего сероводорода, имеющегося в нефти под давлением благодаря сбору попутного нефтяного газа, выделяющегося при отборе нефти при атмосферных условиях и количественной оценке H2S в ПНГ.

Изобретение реализуется по схемам, приведенным на фиг. 1 и 2, где: 1 - трубопровод с нефтью под давлением, 2 - вентиль трубопровода, 3 - тара для наполнения нефтью, тарированная по объему, 4 - крышка тары с двумя отверстиями, 5 - трубка для набора в тару нефти, 6 - трубка для вывода ПНГ из тары, 7 - счетчик газа, 8 - газосборная камера, 9 - вентиль газосборной камеры, 10 - газоотборник (медицинский шприц), 11 - индикаторная трубка.

Изобретение реализуется выполнением следующих действий (на примере отбора и анализа пробы нефти):

1. Оборудование, показанное на фиг. 1, в компактно собранном виде (в чемоданчике) приносят к объекту исследования, например к выкидной линии скважины - трубопроводу 1.

2. Трубку 5 тары 3 соединяют к вентилю 2 трубопровода 1, и вентиль 2 плавно открывают с тем, чтобы уровень нефти в таре плавно поднимался, а дегазированный попутный нефтяной газ успевал выходить в газоотводную трубку 6.

3. Тару 5 под горловину, то есть полностью заполняют нефтью, вентили 2 и 9 закрывают. Визуальным путем определяют объем пробы нефти Vн в таре 5 и по счетчику 7 определяют объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом, который был вытеснен нефтью из пустой бутылки - VПНГ.

4. К верхней части трубки 5 присоединяют анализатор сероводорода АСЖ-02 (патент РФ №2181882) и с его помощью определяют концентрацию сероводорода в нефти C1, находящейся в таре 3.

5. Вентиль 9 отсоединяют от счетчика газа 7 и к нему присоединяют индикаторную трубку 11 типа H2S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86, а индикаторную трубку соединяют с газоотборником 10 небольшого объема (аспиратором). В качестве газоотборника очень удобен медицинский шприц необходимого объема - от 5 до 150 мл (см3). Объем шприца заранее подбирается таким, чтобы через индикаторную трубку прокачать такой объем ПНГ в смеси с воздухом, благодаря которому индикаторная трубка потемнела бы до отметки во второй ее половине.

6. С помощью индикаторной трубки 11 и газоотборника 10 из газосборной камеры 8 отбирают часть многокомпонентного газа и определяют концентрацию сероводорода C2 аналогично методике, приведенной в инструкции по применению портативного газоанализатора ГХ-Е.

7. По формуле 1 определяют концентрацию сероводорода в скважинной нефти.

Оценим преимущество предложенного способа на примере результатов двух анализов нефти, отобранной два раза из трубопровода под давлением 1,6 МПа после центробежного насоса типа ЦНС, которая в свою очередь находится на установке предварительного сброса воды нефтегазодобывающего предприятия. Нефть, взятая дважды на анализ, характеризуется малым содержанием воды (не более 2%) и относительно небольшим содержанием попутного нефтяного газа (газосодержание в пределах 2,0 м33. Результаты для удобства восприятия даны в табличном виде.

Относительная погрешность между двумя способами измерений концентрации сероводорода в нефти, находящейся под давлением, составляет

Такая значительная разница будет еще большей при анализе скважинных проб нефти ввиду их большего газосодержания. Предложенный 1 способ по существу отличается от известного способа тем, что предложено учитывать и тот сероводород, который уходит вместе с попутным нефтяным газом при отборе нефти в тару.

Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, отличающийся тем, что выделяющийся при отборе пробы нефти попутный нефтяной газ (ПНГ) собирают в газосборную камеру при полном заполнении пробоотборной тары нефтью, измеряют объем ПНГ и концентрацию в нем сероводорода, а концентрацию сероводорода в скважинной нефти определяют по формуле:

где: С - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

C1 - концентрация сероводорода в нефти, находящейся в таре после отбора при атмосферном давлении, мг/л;

С2 - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л;

Vн - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

VГВС - объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом в газосборной камере (воздух вытесняется из пустой тары для нефти).



 

Похожие патенты:

Изобретение направлено на создание возможности определения скорости межфазного обмена кислорода и скоростей трех типов обмена кислорода с оксидными материалами.

Изобретение относится к физической химии и электрохимии твердых электролитов и может быть использовано для определения концентрации протонов в протон-проводящих оксидных материалах в атмосфере сухого водорода.

Изобретение относится к физической химии и электрохимии твердых электролитов и может быть использовано для определения химического коэффициента обмена и химического коэффициента диффузии кислорода в оксидных материалах со смешанной электронной и кислород-ионной проводимостью.

Изобретение относится к методам определения свойств микросфер и может быть использовано для измерения газосодержания в индивидуальных микросферах, изучения динамики истечения газа из микросфер и определения разброса давления в партии микросфер.

Изобретение относится к устройствам для определения количества газов в жидкости, которые, в частности, используются при прямых геохимических методах поисков нефти и газа.

Изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа в нефтепромысловой жидкости и может быть использовано при поиске, добыче, подготовке и транспортировке нефти и воды.

Изобретение относится к лабораторной измерительной технике, более конкретно - к приборам и методам контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, и может использоваться в пищевой промышленности.

Изобретение относится к области испытания материалов в условиях вакуума применительно к определению скорости обезгаживания испытуемых материалов. .

Изобретение относится к проведению геохимической разведки перспективных месторождений, например, нефтегазового сырья и может быть использовано для определения газонасыщенности грунта и донных осадков.

Группа изобретений может быть использована в химической, нефтехимической, пищевой и других отраслях промышленности, в которых процесс протекает при высоком давлении и высокой температуре. Способ определения газонасыщения жидкости может быть использован для контроля гетерогенно-каталитических реакций, протекающих при высоком давлении и температуре, таких, например, - реакции гидрирования, окисления. Способ определения газонасыщения реализуется с помощью устройства, состоящего из пробоотборника и измерительного прибора. Пробоотборник включает в себя входной вентиль 1 точной регулировки, капилляр 2, калибровочную микроемкость 3 и выходной вентиль 4 точной регулировки. Измерительный прибор включает в себя мерную бюретку 5, внутреннюю трубку 6, измерительную трубку 7, вспомогательную емкость 8. Входной вентиль 1 точной регулировки плавно открывают, при этом жидкость, насыщенная газом, через капилляр 2 заполняет калибровочную микроемкость 3. Входной вентиль закрывают и плавно открывают выходной вентиль точной регулировки, жидкость под собственным давлением вытекает и попадает в мерную бюретку 5 измерительного прибора. При дросселировании жидкости происходит разделение пробы на газовую и жидкую составляющие и снижение температуры пробы до комнатной. Выделившийся из жидкости газ поступает через внутреннюю трубку 6 в верхнюю часть измерительной трубки 7 и выдавливает запорную жидкость из кольцевого пространства во вспомогательную емкость 8. По разности исходного и конечного уровней запорной жидкости определяют объем газовой составляющей, а объем жидкости измеряют в мерной бюретке. Обеспечивается упрощение конструкции устройства и способа отбора проб, повышение точности определения количества растворенного газового компонента в жидком реагенте, находящемся под высоким давлением, точности определения жидкой компоненты пробы, возможность контроля скорости протекания реакции. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для оперативного контроля в технологии испытания электрогидромеханических систем и их агрегатов. Предложенный способ предусматривает вакуумирование пробы исследуемой жидкости, перемещение газа через газопроницаемую мембрану в газосборную полость с последующим измерением его объема и давления. Устройство определения содержания свободного газа в жидкости представляет собой систему двух взаимосвязанных полостей, разделенных газопроницаемой мембраной. Изменение объемов полостей достигается взаимоувязанным движением поршней. Расчет содержания свободного газа в жидкости производится по известным зависимостям. Технический результат - снижение трудоемкости процесса контроля пробы, технического обслуживания устройства, а также исключение применения дополнительных реагентов в процессе контроля. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области методов и средств регулирования и контроля газовой среды и может быть использовано в системах управления технологическими процессами. Предложен способ регулирования газовой среды в контейнере, содержащем горючее или токсичное газообразное вещество, включающий создание инертной атмосферы с использованием инертного газа, согласно изобретению в контейнере с газовой средой, снабженном вентилем для заполнения и опустошения. Согласно заявленному способу проводят измерение концентрации горючего или токсичного газообразного вещества. При установлении факта превышения концентрации горючего или токсичного газообразного вещества над его безопасным значением создают избыточное давление путем подачи через вентиль инертного газа. Закрывают вентиль, выдерживают контейнер с газовой средой в течение времени, достаточного для выравнивания концентраций газообразных веществ внутри контейнера, открывают вентиль и выпускают газовую смесь до момента выравнивания давления внутри контейнера и давления окружающей среды. Затем циклы создания избыточного давления газовой среды в контейнере, выдержки для выравнивания концентраций газообразных веществ внутри контейнера, выравнивания давления внутри контейнера и давления окружающей среды повторяют с кратностью, определяемой по следующей формуле: где n - количество повторений операции заполнения контейнера инертным газом; [св] - допустимая (безопасная) концентрация горючего или токсичного газа в контейнере; - концентрация горючего или токсичного газа в контейнере; ΔР - создаваемое в контейнере избыточное давление инертного газа; Р0 - начальное давление в контейнере. Технический результат - обеспечение максимально достоверного установления состояния исследуемой газовой среды и своевременное и оперативное предупреждение или предотвращение возникновения опасной ситуации. 1 ил.

Изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа, в частности сероводорода, в нефтепромысловой жидкости, находящейся под давлением в выкидной линии скважины, нефтесборном трубопроводе, емкостном оборудовании или водоводе. Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением заключается в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом. Выделяющийся при отборе жидкости ПНГ направляется в газосборную камеру с измерением объема. Массовое количество сероводорода в собранном объеме ПНГ определяется любым приемлемым способом, например колориметрическим способом, пропуская часть ПНГ через индикаторную трубку H2S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86. Концентрация сероводорода в отбираемой пробе нефти или иной сероводородсодержащей жидкости определяется по математической формуле путем суммирования массы H2S в жидкой и газообразной фазах пробы и отнесения полученной суммы к объему отобранной пробы жидкости в атмосферных условиях. Техническим результатом является повышение точности измерений количественного присутствия сероводорода в промысловой нефти или воде. 2 ил., 1 табл.

Наверх