Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

 

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

В соответствии с ГОСТ Р 8.615 корректировку массы сырой нефти в измерительных установках на свободный и растворенный газ выполняют по результатам определения их количества по методикам измерений. В настоящее время применяются следующие методики измерений объемной доли свободного газа:

МИ 2575 «Нефть. Остаточное газосодержание»;

МИ 2730 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях»;

МИ 3015 «Содержание свободного газа в нефти компании «ТНК-ВР».

Методика измерений остаточного свободного газа, заложенная в приведенных документах, заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти, изотермическом сжатии ее до заданного давления, определении уменьшения объема пробы и последующей обработке полученных данных. Эти измерения базируются на приборе УОСГ-100СКП.

Для контроля остаточного растворенного газа в нефти применяется методика, приведенная в МИ 2575, которая базируется на приборе АЛП-01Д, а также методика по МИ 3035 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», где применяется прибор УОСГ-1РГ.

В приведенных методиках применяется один способ измерения, который заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти в герметичную камеру, создании в камере термодинамического равновесия системы «нефть - газ», последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных данных.

Рассмотренные методики измерений имеют следующие метрологические характеристики.

Диапазон измерения свободного газа в нефти от 0,1 до 10 об. доли, %.

Пределы основной абсолютной погрешности измерения свободного газа, об. доли, %, по диапазонам:

0,1…1,0 ±0,05
1,0…2,0 ±0,10
2,0…10,0 ±0,25

Диапазон измерения остаточного растворенного газа при использовании прибора АЛП-01ДП от 0,2 до 20 об. доли (м33).

Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м33).

Анализ применяемых в нефтяной промышленности методик измерений остаточного свободного и растворенного газа показывает следующие их недостатки.

1. Диапазон измерения растворенного газа весьма узкий, всего до 20 м33, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м33.

2. Измерения остаточного свободного и растворенного газа в нефти проводятся по единично отобранной пробе, что не может гарантировать достоверность результатов измерений, так как расход сырой нефти после сепаратора в общем случае носит случайный характер.

3. При измерении растворенного газа не учитывается объемная доля пластовой воды в сырой нефти, что приводит к большим дополнительным погрешностям.

4. В МИ 2575 погрешности методик измерения остаточного свободного и растворенного газа нормированы основными абсолютными погрешностями. В настоящее время методики измерений не нормируют основными погрешностями. Основными и дополнительными погрешностями нормируют погрешности средства измерений. Характеристики погрешности методик измерений, приведенных в МИ 2575, говорят о том, что их погрешность аттестована в нормальных условиях, а погрешности измерений в рабочих условиях измерений неизвестны.

5. При измерении растворенного газа в сырой нефти не учитывается возможное содержание свободного газа, что приводит к завышенным результатам измерения содержания растворенного газа.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ определения доли свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерных установках (патент РФ №2386811), заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти по формуле

где

- расчетное значение плотности сырой нефти без учета свободного газа, кг/м3;

- измеренное среднее значение плотности сырой нефти, кг/м3;

W - измеренное среднее значение обводненности сырой нефти, %.

где

ρн - плотность осушенной нефти, определяется в лаборатории, кг/м3;

ρв - плотность пластовой воды, определяется в лаборатории, кг/м3.

Рассматривая числитель формулы (1), видим, что плотность определена в лаборатории, где отсутствует растворенный газ в сырой нефти, а средняя плотность измерена в рабочих условиях, где в сырой нефти присутствует растворенный газ. Поэтому разность будет нести информацию как о свободном газе, так и о растворенном газе. Доля свободного газа зависит от величины (1-W), т.е. от обводненности сырой нефти. В действительности объемное содержание свободного газа определяется по формуле

где

Qг - объем газа, м3;

Qсн - объем сырой нефти, м3.

По формуле (3) содержание свободного газа не зависит от обводненности сырой нефти.

Таким образом, недостатками известного способа являются:

во-первых, неучет остаточного растворенного газа в нефти, что приводит к дополнительной погрешности,

во-вторых, определяется доля свободного газа фактически в нефти, а не в сырой нефти, что приводит также к дополнительной погрешности,

в-третьих, при реализации этого способа возникают большие затраты ручного труда при осушке сырой нефти и измерении плотности нефти и пластовой воды.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышения точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации на замерных установках.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды.

Требуемый технический результат достигается тем, что в способе определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающемся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении свободного и растворенного газа в сырой нефти, дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами , а массовую долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют

Определение массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти заключается в том, что в жидкостную линию сепаратора замерной установки устанавливается плотномер жидкости (возможно, использовать канал плотности массомера жидкости, применяемого в замерной установке). Последовательно с плотномером в жидкостной линии устанавливается автоматический пробоотборник с объемным дозатором единичных проб, например автоматический пробоотборник «Нафта - АПН» (изготовитель ПАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» г. Уфа).

Задают вторичным прибором автоматического пробоотборника необходимое число единичных проб с тем условием, чтобы за цикл сепарации сырой нефти отобрать представительную объединенную пробу сырой нефти из жидкостной линии сепаратора замерной установки.

Отбирают за определенное время автоматическим пробоотборником заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость, которая размещена на весах. В момент отбора каждой единичной пробы плотномером измеряют и фиксируют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора.

При отборе единичных проб сырой нефти с остаточным содержанием свободного и растворенного газа в открытой емкости идет интенсивное разгазирование объединенной пробы сырой нефти.

Взвешивают на весах собранную объединенную пробу в открытой емкости и определяют массу объединенной пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа.

По результатам измерений вычисляется следующее.

1. Среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти

где

ρi - измеренное значение плотности единичной пробы сырой нефти;

n - заданное число проб сырой нефти.

2. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти без остаточного свободного и растворенного газа

где

M - значение массы заданного числа проб сырой нефти, измеренное весами;

n - заданное число проб.

3. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти

где

V - заданное значение объема единичной пробы сырой нефти, отобранной автоматическим пробоотборником;

- среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти.

4. Массовая доля остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти

Определение в формулах 5 и 6 средних значений и позволяет значительно уменьшить случайную составляющую погрешности измерений. Исследования погрешности измерения объема единичных проб с применением автоматического пробоотборника «Нафта - АПН» показали, что при номинальном значении единичной пробы 2,210 см3 относительная погрешность не превышает ±0,25%.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при относительной погрешности измерения массы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа с применением весов ±0,1% и погрешности измерения плотности сырой нефти с применением плотномера ±0,5 кг/м3, получить относительную погрешность определения массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,5%.

Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти, отличающийся тем, что дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами , а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют

.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использована в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использована для разделения жидкой и газообразной фаз.

Группа изобретений относится к способам, системам и многофазным сепараторам обработки воды для гидроразрывов. Технический результат заключается в обеспечении безопасности при гидроразрыве пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромысле. Устройство для разделения нефтяной эмульсии включает цилиндрический корпус 1 с системой ввода эмульсии в виде трубчатого перфорированного коллектора 7 и патрубками вывода продуктов ее разделения 5, 6, установленный в продольном сечении корпуса 1 V-образный коалесцирующий пакет 15, систему сбора и вывода воды 3, 4, 21, датчики контроля уровня воды, систему контроля и управления открытием и закрытием системы вывода воды, перфорированную неполную перегородку 9, патрубок вывода газа 6, верхнюю сплошную наклонную поперечную перегородку 11, одинарный коалесцирующий пакет 10, нижнюю сплошную вертикальную перегородку 12, нижнюю вертикальную перфорированную в нижней части перегородку 13, нижнюю неполную перегородку 18, верхнюю вертикальную неполную перегородку 14, параллельные перегородки 16 со щелями 17 в нижней части от V-образного коалесцирующего пакета 15 до низа корпуса 1.

Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13, теплообменное устройство 11, измерительные приборы, трубопроводную обвязку, запорно-регулирующую арматуру.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Система содержит входной двухфазный сепаратор (2) с трубопроводом (3) подачи отделившегося в нем высоконапорного газа потребителю, трехфазный отстойник-сепаратор (5) с трубопроводом (6) сброса низконапорного газа на факельную трубу, трубопроводом (7) подачи нефтепромысловой сточной воды на блок подготовки воды, соединенным с буфером-сепаратором (12), соединенным с трубопроводом (14) подачи сточной воды на горизонтальную факельную установку (ГФУ) (15).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при получении дистиллята в условиях нефтепромысла. Способ получения дистиллята включает разделение продукции на фракции в ректификационной колонне, направление широкой фракции легких углеводородов из ректификационной колонны в теплообменник, охлаждение до температуры, достаточной для конденсации, сепарирование, возврат части широкой фракции легких углеводородов в верхнюю часть ректификационной колонны, направление остальной части на склад, способ отличается тем, что широкую фракцию углеводородов направляют из ректификационной колонны в дополнительную малую ректификационную колонну, где жидкие углеводороды отделяют от газообразных углеводородов, получая дистиллят, затем дистиллят нагревают в испарителе и направляют обратно в дополнительную малую ректификационную колонну в зону массобмена жидких и газообразных углеводородов, где утяжеляют жидкую фракцию углеводородов за счет дополнительного отделения газообразных углеводородов и легкокипящих жидких углеводородов, по мере накопления утяжеленного дистиллята в дополнительной малой ректификационной колонне балансовое количество дистиллята направляют на охлаждение в теплообменнике, отделяют от дистиллята воду и газ в буферно-сепарационной емкости и направляют дистиллят в накопительную емкость, где отделяют газ, накапливают дистиллят и в последующем отправляют потребителю, при этом газообразные углеводороды из верха дополнительной малой ректификационной колонны, буферно-сепарационной емкости и накопительной емкости направляют в систему газосбора, а жидкие легкокипящие углеводороды из дополнительной малой ректификационной колонны подают в шлемовую трубу ректификационной колонны и включают в технологическую схему конденсации широкой фракции легких углеводородов.

Изобретение относится к способам модернизации установок подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к сепараторам для разделения жидких сред, имеющих различный удельный вес, и для выделения накопившейся в жидкости газообразной среды. Сепаратор содержит корпус, вертикальную разделительную перегородку, трубопровод ввода газожидкостной смеси, патрубки вывода газообразной среды, более тяжелой и более легкой фракций жидкой среды, пакет фазоразделительных насадок, переливную перегородку и сливной лоток, который соединен своим верхним краем с верхней кромкой вертикальной разделительной перегородки и своим нижним краем - с пакетом фазоразделительных насадок со стороны входа в него, закрепленных к поперечной перегородке, пропускающей более тяжелые фракции жидкой среды снизу, а газ сверху.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к подготовке товарной нефти. Установка подготовки продукции скважин включает подводящий трубопровод, устройство подогрева, узел разрушения бронирующих оболочек, соединенный с концевым делителем фаз, трехфазный сепаратор с линией отвода воды, нефтяную и водяную буферные емкости, линию выхода воды, соединенную посредством кустовой насосной станции с входом узла разрушения бронирующих оболочек, при этом концевой делитель фаз снабжен двумя дозвуковыми соплами с возбудителями акустических колебаний в виде упругих пластин, закрепленных на соплах поперек потока воды, первый из которых с постоянной настройкой, а второй - с возможностью изменения длины активной части, при этом сопла соединены с кустовой насосной станцией патрубком.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти. Технический результат заключается в увеличении добычи углеводородов, улучшении условий труда и нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, снижении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей. Устройство для сбора нефти содержит корпус с патрубками для входа газожидкостной смеси и выхода нефти, патрубок выхода газа, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама, в верхней части корпуса установлен каплеуловитель, а внутри – направляющие плоскости потока газожидкостной смеси. Корпус представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка, конического гидроциклона и камеры сбора воды и шлама. В верхней части корпуса установлен каплеотбойник с концентрическими отверстиями, прикрытыми коническими отбойниками. В полусферическом корпусе каплеуловителя установлен датчик давления и размещен набор вертикальных лопаток, оснащенных канавками для сбора жидкости и поддоном, подсоединенным к дренажной трубке, выходящей в камеру сбора шлама. Каплеуловитель дополнительно снабжен эжектором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха и диффузором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций. На цилиндрическом участке корпуса установлен датчик плотности, а на выходном патрубке, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти, последовательно установлены датчик плотности и кран с пневмоприводом, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

Наверх