ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК В РФ
НОВЫЕ ПАТЕНТЫ, ЗАЯВКИ НА ПАТЕНТ
БИБЛИОТЕКА ПАТЕНТОВ НА ИЗОБРЕТЕНИЯ

способ определения остаточного содержания газа в жидкости

Классы МПК:E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 
E21B43/34 устройства для разделения материалов, добытых из скважины (сепараторы как таковые, см соответствующие подклассы)
Автор(ы):, ,
Патентообладатель(и):Галимов Артур Маратович (RU),
Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2012-09-10
публикация патента:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

способ определения остаточного содержания газа в жидкости, патент № 2513892

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Рисунки к патенту РФ 2513892

способ определения остаточного содержания газа в жидкости, патент № 2513892

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для определения остаточного содержания газа в нефти на установках предварительной сепарации попутного нефтяного газа.

На малообводненных нефтяных месторождениях для повышения безопасности перекачки добытой нефти по трубопроводу от добывающих скважин до установки подготовки нефти (УПН) основную часть растворенного в нефти газа отделяют в сепарационной емкости дожимной насосной станции (ДНС) и после подготовки отправляют по газопроводу потребителю. Нефть с остаточным содержанием газа направляется на центробежный насос для откачки в УПН. Согласно требованиям к эксплуатации центробежных насосов (Насосы центробежные многоступенчатые секционные / Техническое описание и инструкция по эксплуатации НДСА 38-110-01-ТО. - Ясногорск. - С.4а.) содержание остаточного газа в жидкости, в частности в нефти, должно быть известным и не превышать установленной нормы.

Необходимость определения остаточного содержания газа в нефти повышается при наличии в технологической схеме ДНС или УПН резервуара вертикального стального (РВС) между газосепарационной емкостью и насосом откачки нефти. Такой РВС имеет дыхательные клапана, через которые часть попутного нефтяного газа удаляется в атмосферу из-за постоянно существующей разницы в температуре окружающей среды и поступающей в РВС нефти.

Известно изобретение «Устройство для измерения газового фактора» (АС № 1810522 A1, опубл. 23.04.93, бюл. № 15), по которому газожидкостная смесь движется по выкидной линии нефтедобывающей скважины через штуцер, исполненный в виде осевого канала малого диаметра. Согласно приведенному в изобретении чертежу осевой канал устройства имеет столь малое сечение, что такой штуцер при его установке на нефтесборный трубопровод способен значительно повысить давление в трубопроводе с последующей возможностью создания аварийной ситуации.

Известен патент РФ № 2427410 на изобретение «Узел обессоливания нефти» (опубл. 27.08.2011, бюл. № 24), по которому предложено перемешивать трубопроводную нефть с помощью двух лопастных решеток, задающих протекающей нефти разные направления вращения относительно оси трубопровода. Устройство трудоемко в изготовлении и не обеспечивает полного перемешивания скважинной газожидкостной смеси, а именно: газовая фаза скважинного потока в ВЛ после прохождения устройства будет консолидироваться по периферии трубопровода. Поэтому отбираемые пробы после такого устройства будут непредставительными для определения остаточного содержания газа в жидкости.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения остаточного содержания газа в жидкости, в частности в нефти, удобного для применения на территории объектов нефтедобычи, на которых имеется разделение добытой скважинной продукции на нефть и попутный нефтяной газ (ПНГ).

Задача решается тем, что в способе определения содержания газа в жидкости, содержащем процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа, начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод, а остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

способ определения остаточного содержания газа в жидкости, патент № 2513892

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины;

Qi - дебит по жидкости i-ой скважины;

n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод;

Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени.

Рассмотрим реализацию способа на примере группы из семи нефтедобывающих скважин, работающих на единый нефтепровод и насос откачки нефти в УПН. Технологическая схема подготовки нефти к транспортировке изображена на чертеже, где 1 - добывающие скважины, 2 - единый нефтепровод группы скважин, 3 - газосепаратор, 4 - РВС с дыхательным клапаном, 5 - центробежный насос откачки нефти.

1. Согласно изобретению по каждой из этих скважин приемлемым способом определяют начальное газосодержание в жидкости - Гi. Результаты измерений совместно с дебитами по жидкости даны в таблице.

2. На момент этих измерений фиксируют суточное значение выхода газа Qг из газосепаратора 3: Qг=600 м3/сут.

3. Всего добыча ПНГ по семи скважинам равна 700 м3/сут, а общая добыча жидкости равна 70 м3/сут. После газосепаратора 2 суточное содержание остаточного газа в жидкости будет равным 100 м 3.

4. По приведенной формуле находим, что остаточное газосодержание в трубопроводной жидкости в точке, находящейся между газосепаратором 3 и РВС 4, равно 1,43 м 33: Гi=(700-600)/70 м33 .

Согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» до пробоотборного устройства внутри трубопровода должно находиться смешивающее устройство с тем, чтобы слои с различным содержанием нефти, газа и воды смешались и превратились в точке пробоотбора в гомогенный состав. Согласно этого ГОСТа в качестве смешивающего устройства может служить центробежный насос откачки 5 (п.2.13.1.4). Отметим, что в резервуаре 4 определенная часть ПНГ периодически удаляется в атмосферу, поэтому измерения по пробам, отобранным после насоса 5, не будут характеризовать газосодержание в жидкости сразу после газосепаратора 3.

Таблица
Параметры по скважинам группыОбоз-е и ед. изм-яДанные по скважинам Всего по группе скважин
Номер скважины- 123 456 7-
Начальное гасосодержаниеГi м3 31020 102,5 1011,32,4 10
Дебит по жидкостиQi м3/сут 10710 20108 570
Добыча ПНГГiспособ определения остаточного содержания газа в жидкости, патент № 2513892 Qi м3/сут100 14010050 10090 120700

При существующей схеме подготовки малообводненной нефти к дальнейшей перекачке использование центробежного насоса в качестве смешивающего устройства также не решает поставленную техническую задачу. Заявленное изобретение успешно решает эту задачу без привлечения дополнительных затрат на оборудование и приборы, так как практически во всех нефтедобывающих предприятиях существуют и реализуются плановые задания на измерения газосодержания в скважинной продукции.

Существенное отличие и новизна способа состоят в том, что получаемая на промыслах информация будет впервые использоваться по новому алгоритму с достижением дополнительного технического результата. В частности, по разнице остаточного газосодержания в жидкости перед РВС 4 (см. чертеж) и после насоса 5 можно уверенно судить об объемах утечек попутного нефтяного газа через дыхательные клапана резервуара 4.

Технико-экономический результат по изобретению заключается в получении достоверной технической и экологической информации при минимальных затратах.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения остаточного содержания газа в жидкости, содержащий процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа, отличающийся тем, что начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод, а остаточное содержания газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

способ определения остаточного содержания газа в жидкости, патент № 2513892

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины;

Qi - дебит по жидкости i-ой скважины;

n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод;

Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2513892

patent-2513892.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 

Патенты РФ в классе E21B47/10:
способ исследования скважины -  патент 2527960 (10.09.2014)
способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность -  патент 2527089 (27.08.2014)
способ контроля за процессом обводнения газовой скважины -  патент 2526965 (27.08.2014)
способ определения герметичности подземных хранилищ газа -  патент 2526434 (20.08.2014)
способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин -  патент 2521623 (10.07.2014)
способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2520251 (20.06.2014)
устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин -  патент 2514009 (27.04.2014)
способ исследования многозабойной горизонтальной скважины -  патент 2513961 (20.04.2014)
устройство для измерения дебита скважин -  патент 2513891 (20.04.2014)
способ определения заколонных перетоков -  патент 2510457 (27.03.2014)

Класс E21B43/34 устройства для разделения материалов, добытых из скважины (сепараторы как таковые, см соответствующие подклассы)





Наверх