Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти

Изобретение относится к области измерений доли нефтяного попутного газа в сырой нефти, продукции нефтяных скважин, в том числе до или после сепарации измерительными установками (АГЗУ), и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти в автоматическом режиме. Способ, заключающийся в измерении изменения плотности сырой нефти в процессе дегазации. При этом автоматически отбирается проба сырой нефти в измерительную емкость до заданного уровня, измерением гидростатического давления в емкости определяется плотность сырой нефти. Производится дегазация нефти и производится повторное измерение гидростатического давления и определение плотности нефти после дегазации, определив разность плотностей нефти до и после дегазации, зная объем емкости и плотность газа, вычисленную в процессе измерения, определяется количество нефтяного попутного газа на единицу массы или объема сырой нефти. 2 ил.

 

Изобретение относится к области измерений доли (нефтяного) попутного газа в сырой нефти, продукции нефтяных скважин, в том числе до или после сепарации измерительными установками (АГЗУ), и может найти применение в нефтяной промышленности.

В настоящее время количество газа, содержащегося в сырой нефти, измеряется в АГЗУ расходомерами газа или массомерами после дегазации сырой нефти в сепараторе. Из-за высокого остаточного давления в сепараторе (2-3 МПа) значительная часть газа остается растворенной в нефти, что негативно сказывается на учете нефти и газа измерительной установкой.

В соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 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».

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 (м³/м³).

Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м³/м³).

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 м³/м³, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м³/м³.

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. 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.

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

Известен «Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках» (пат. RU 2625130 C1) [1]. Данным способом предлагается отбирать 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.

После дегазации открытой емкости взвешиванием на весах пробы определяют массу пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа, и, зная объем пробы, определяется плотность нефти. Разницей плотностей нефти определяется доля растворенного газа.

К недостаткам данного способа можно отнести необходимость использования большого количества дорогостоящего оборудования (плотномер, пробоотборник, весы), использование открытых процессов со сбросом газа в помещение АГЗУ, отсутствие возможности учета количества объема газа, сложности с автоматизацией процесса измерения массы, невозможность создания мобильной установки для измерения газового фактора на отдельной скважине.

Известен способ определения газового фактора нефти (пат. RU 2348805 C1) [2]. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость проведения лабораторных анализов; высокие трудозатраты; невозможность проведения замеров в автоматическом режиме; невозможность применения данного способа в АГЗУ.

Технической задачей предлагаемого изобретения является оптимизация процедуры и повышение точности определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти в автоматическом режиме.

Требуемый технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти в автоматическом режиме.

Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти заключается в измерении изменения плотности сырой нефти в процессе дегазации.

Согласно способу отбирается проба сырой нефти в емкость до заданного уровня. Измерением гидростатического давления в емкости определяется плотность сырой нефти ρ1:

Р = ρ*g*h - отсюда:

ρ1 = Р/ (g*h),

где: Р - давление столба жидкости (гидростатическое давление), Па,

h - высота столба жидкости, м,

g - ускорение свободного падения, м/с²,

ρ1 - плотность сырой нефти.

Производится дегазация нефти и производится повторное измерение гидростатического давления и определение плотности нефти после дегазации. Определив разность плотностей нефти до и после дегазации, зная объем емкости и плотность газа (вычисляется в процессе измерения), определяется количество нефтяного (попутного газа) на единицу массы или объема сырой нефти.

Определение массовой доли попутного газа в сырой нефти заключается в том, что к трубопроводу в АГЗУ подключается измерительное устройство (см. рис.1 и 2).

Измерение массовой доли газа осуществляется по следующему алгоритму:

1. Клапаном Кл.2 открывается вход нефти в установку, нефть, свободно падая или стекая по установленному сепаратору, отдает часть нефтяного (попутного) газа в камеру Vг.

2. При заполнении камеры Vн и достижения предельного уровня, определяемого датчиком предельного уровня LSA, клапан Кл. 2 закрывается.

3. За счет выделившегося газа в камере Vг создается избыточное давление и система газ-нефть переходит в равновесное состояние.

4. Т.к. уровень нефти определяется датчиком предельного уровня LSA и является постоянным, то по давлению столба нефти, измеренной датчиком гидростатического давления PDIA, можно судить о плотности нефти в камере Vн - ρ1.

5. Давление в камере Vг соответствует количеству выделившегося газа V1 с учетом объема камеры Vг с поправкой на объем камеры Vн заполненной нефтью. Следовательно:

Количество газа:

V1= Vг*P/101,3 - Vн, где Р - давление в кПа.

6. Для определения плотности газа требуется сбросить давление в камере Vг клапаном газа Кл. 1 до значения Р/2 или любого отличного от Р и атмосферного, дождаться установления следующего равновесного состояния нефть-газ и по снижению плотности нефти и повышению давления в камере с учетом поправки на измеренную температуру высчитать плотность газа для нормальных условий:

ρ газа = (ρ1-ρ2)/ Vг*(P2-P1)/ 101,3, где Р p в кПа.

Фиксируется плотность нефти (ρ2) и клапаном Кл. 1 производится сброс газа из камеры Vг, для установления атмосферного давления клапан остается открытым.

7. Происходит полная дегазация нефти при текущей температуре. Т.к. в холодной нефти остается растворенный газ - для улучшения дегазации и повышения точности измерений, возможна установка нагревателя для нагрева нефти, датчика температуры для контроля и устройства межслойного смешивания.

8. По окончании дегазации фиксируется остаточная плотность нефти ρ3. И дегазированная нефть через клапан Кл. 3 сбрасывается в дренаж.

9. Объем выделившегося газа Q равен:

Q= V1+V2+V3, где:

V1 - объем газа выделившийся при первичной дегазации;

V2 - объем выделившийся при проведении процедуры измерении плотности газа;

V3 - получаемый расчетным способом из разницы плотностей нефти до и после окончательной дегазации умноженной на объем камеры Vн и деленной на плотность газа:

V3=(ρ2-ρ3)* Vн/ρ_газа

10. Доля нефтяного (попутного) газа в сырой нефти (газовый фактор) вычисляется как:

ГФ = Q/ Vн.

Для уменьшения влияния процессов дегазации на точность измерения гидростатического давления возможно создание установки состоящей из двух камер разделенных мембраной, где одна камера заполнена депферной жидкостью, например - водой (Vв), а вторая заполняется сырой нефтью (Vн) (рис. 2). Гидростатическое давление нефти через мембрану в нижней части установки передается депферной жидкости - воде в камере Vв и измеряется датчиком гидростатического давления PDIA. За счет постоянного нахождения известного количества жидкости в камере Vв появляется возможность измерять только изменения уровня в данной камере. Этим повышается точность измерения плотности сырой нефти за счет использования всего диапазона измерения датчика гидростатического давления только для измерения изменений. Так же в данной схеме возможно использование вместо датчика гидростатического давления буйкового или поплавкового уровнемера (или уровнемера на иных физических принципах) с достаточной точностью измерения - на буйке и поплавке не будут выделяться пузырьки газа искажающие результаты измерения.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при приведенной погрешности измерения гидростатического уровня ±0,025% (Например: Эмерсон 3151S) и измерения давления с погрешностью ±0,075% (например: Метран-150), измерения уровня (Rosemount 2120CD) ±0,02% (получить относительную погрешность определения массовой/объемной доли попутного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,2%.

По ГОСТ 8.615-2005 погрешность определения объема попутного газа не выше ±5%, массы сырой нефти ±2,5%

К достоинствам данного изобретения можно отнести дополнительные возможности такие как: измерение плотности нефти и газа, простоту автоматизации процесса измерения при использовании управляющего контроллера, отказ от использования в АГЗУ расходомеров/массомеров по газу, работа в широком диапазоне плотности сырой нефти (0,5-1,5 гр/см3) и газовом факторе (до 100 и выше), возможность создания малогабаритной автономной мобильной установки, возможность использования измеренной плотности сырой нефти для коррекции измерений массомеров нефти.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ измерения газосодержания в сырой нефти) вышеуказанных отличительных признаков в общедоступных источниках патентной и технической информации а так же существующих технических решений с теми же свойствами свидетельствует о соответствии заявляемого объекта критериям изобретения.

Источники информации

[1] RU 2625130 C1 2016.03.10 Алексеев Сергей Викторович (RU), Ибрагимов Рамиль Ринатович (RU) и др. «Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках».

[2] RU 2348805 C1 2007.06.25 Воеводкин Вадим Леонидович (RU), Черных Ирина Александровна (RU) и др. «Способ определения газового фактора нефти».

Способ определения доли нефтяного попутного газа в сырой нефти, заключающийся в измерении изменения плотности сырой нефти в процессе дегазации, отличающийся тем, что автоматически отбирается проба сырой нефти в измерительную емкость до заданного уровня, измерением гидростатического давления в емкости определяется плотность сырой нефти, производится дегазация нефти и производится повторное измерение гидростатического давления и определение плотности нефти после дегазации, определив разность плотностей нефти до и после дегазации, зная объем емкости и плотность газа, вычисленную в процессе измерения, определяется количество нефтяного попутного газа на единицу массы или объема сырой нефти.