способ и устройство для определения растворенного газа в нефти

Формула изобретения

1. Способ определения содержания растворенного газа в нефти, включающий отбор проб, ввод в прибор калиброванного объема нефти, создание заданного соотношения фаз, приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие при различных температурах и регистрацию давления, отличающийся тем, что приведение системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие производится в присутствии в исходном состоянии газовой фазы при давлениях и температурах во всем диапазоне их изменения по месторождению, с получением зависимости содержания растворенного газа от давления и температуры, вводя ее в контроллер замерной установки.

2. Устройство для определения содержания растворенного газа в нефти, содержащее измерительную камеру с поршнем и терморубашкой, механизм перемещения поршня с блоком управления, фланец с входным клапаном, дозировочную камеру с поршнем и газовой камерой, вентиль турбулизирующий и датчик давления, отличающееся тем, что фланец устройства снабжен выходным вентилем и резиновой мембраной с заглушкой, при этом в последней выполнено конусное отверстие.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам и устройствам для измерения содержания растворенного газа, остающегося в нефти после сепарации, при различных давлениях и температурах в установках замера дебитов скважин.

Для определения содержания растворенного газа в нефти имеются различные средства и методы (РД 39-1-348-80 «Исследование пластовой нефти с помощью жидкометаллического сплава»; ОСТ 153-392-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей»; Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. «Физика нефтяного и газового пласта», М.: Недра, 1982). Общая суть их заключается в отборе проб нефти на забое скважин и разгазировании ее в лабораторных условиях на специальных установках при различных давлениях и температурах. Затем, на основе полученных данных, строятся кривые разгазирования.

Основным недостатком этих методов является их высокая трудоемкость. Поэтому они применяются, как правило, для получения информации о нефти только на разведочных скважинах, которая используется при разработке проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи). При этом, ввиду малого количества анализируемых проб, достоверность полученных результатов оказывается низкой и расхождения между ними могут достигать 25% и выше.

При промышленной разработке месторождения, имеющиеся исходные данные требуют уточнения. Кроме того, по ряду технологических причин содержание растворенного газа в нефти, в процессе разработки месторождения, может существенно изменяться. Поэтому согласно ГОСТ Р 8.615-2005 (ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа») измерения добываемого попутного газа должны производиться регулярно по каждой скважине с погрешностью, не превышающей ±5%.

Такая информация необходима для ведения процесса разработки месторождения в оптимальном режиме, определения количества извлекаемого из недр попутного нефтяного газа и коэффициента его утилизации.

Наиболее широкое распространение получил сепарационный метод измерения дебита скважин по нефти и газу. В соответствии с ним, поступающая из скважин газонефтяная смесь разделяется на газовую и жидкую фазы, которые раздельными потоками поступают на счетчики, а затем вновь смешиваются.

Поскольку термодинамические условия (P_c, T_c) разделения продукции скважин всегда отличаются от стандартных (Р=101,3 кПа, Т=20°C), то в измеряемой нефти обязательно содержится растворенный газ.

В зависимости от типа нефти и условий сепарации содержание остаточного растворенного газа и его влияние на точность измерения дебитов могут быть различными. В частности, исследования, проведенные в ОАО «Оренбург-нефть», показали, что при среднем газовом факторе по Давыдовскому месторождению Г_ср. =357 м³/т, объемная доля остающегося после сепарации газа при Р_с=4 МПа составляет 38%, а по Зайкинскому месторождению при Г_ср=351 м³/т и Р _с=2 МПа объемная доля растворенного газа равна 18%. При этом массовые доли его в нефти будут соответственно равны 26% мас. и 9,8% мас. Если остаточный растворенный газ не учитывать, то будут иметь место соответствующие дополнительные погрешности. Для исключения их необходимо вводить на величину остающегося после сепарации нефти газа поправки в массу измеряемой нефти и в объем выделившегося свободного газа.

Контроль содержания растворенного газа в нефти, после сепарации в установках замера дебитов скважин, в настоящее время осуществляют по методике, изложенной в МИ 3035-2007 (МИ 3035-2007 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-BP»), которая базируется на применении прибора УОСГ-1РГ. Суть ее заключается в следующем. Прибор подключается к трубопроводу после сепаратора, и часть потока нефти, в период проведения замеров, постоянно пропускается через термостатирующую рубашку прибора. Для производства измерения отбирается порция нефти, вначале в измерительную камеру, а потом переводится в калиброванную дозировочную камеру. Затем измерительная камера освобождается от остатков нефти, перемещением поршня свободный объем измерительной камеры делается таким, чтобы он превышал объем дозировочной камеры на заданную величину. После этого открывается вентиль, сообщающий обе камеры, и нефть, под действием перепада давления, имеющегося в газовой части дозировочной камеры и измерительной камеры, турбулизируясь, приходит в термодинамическое равновесие с образующейся газовой фазой. Далее снимается показание давления по манометру. Операции повторяют при других объемах измерительной камеры, пока давление в ней максимально не приблизится к атмосферному, и по имеющейся формуле рассчитывается содержание растворенного газа в нефти.

Применяемый метод и техническое средство имеют несколько существенных недостатков. Во-первых, измерение производится при температуре нефтяного потока, которая, как правило, отличается от стандартной (20°C), поэтому получаемые результаты отличаются от истинных. Во-вторых, при изменении термодинамических условий сепарации (Р_с , Т_с) необходимо проводить новые измерения. В третьих, условия, создаваемые в измерительной камере, отличаются от реальных, при которых новое выделение растворенного газа, после замерной установки, происходит в присутствии газовой фазы. Все отмеченное выше снижает точность и достоверность получаемых результатов.

Наиболее близким по технической сущности является метод, изложенный в МИ 2575-2000 (МИ 2575-2000 «Остаточное газосодержание»), базирующийся на применении прибора АЛП-01ДП. Суть его и принцип действия прибора заключаются в герметичном отборе пробы нефти в специальный пробоотборник, вводе в дозировочную камеру прибора калиброванного объема нефти, создании в измерительной камере заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведении системы в термодинамическое равновесие при давлении, близком к атмосферному, с поддержанием необходимой температуры и регистрации давления. В отличие от применяемого метода он позволяет производить измерения при заданной температуре. При этом сохраняются два приведенных выше недостатка.

Целью изобретения является повышение точности и достоверности измерения растворенного газа. Поставленная цель достигается за счет введения процесса приведения системы «нефть-газ» в термодинамическое равновесие при условии присутствия в исходном состоянии газовой фазы в диапазонах давления и температур, соответствующих имеющимся на разрабатываемом месторождении, получения, после обработки получаемых данных, аналитической зависимости V_рг=f(P _c, Т_с) и ввода ее в контроллер установки замера дебита скважин. Для этого фланец измерительной камеры снабжен вентилем и резиновой мембраной с заглушкой, имеющей конусное отверстие.

На фигуре показана принципиальная схема устройства для определения содержания растворенного газа в нефти. Оно состоит из измерительной камеры (1) с термостатирующей рубашкой (2), фланцем (3) и подвижным поршнем (4); механизма линейного перемещения поршня с двигателем (5); ходовой винтовой пары (6); микровыключателей (7); блока управления (8). Фланец измерительной камеры имеет в своем составе: датчик давления (9); фильтр (10); входной клапан (11); дозировочную камеру (12) с подвижным поршнем (13), газовой камерой (14) и манометром (15); вентиль турбулизирующий (16); вентиль выходной (17); резиновую мембрану (18) с заглушкой (19), имеющей конусное отверстие.

Определение содержания растворенного газа в нефти по предлагаемому способу и устройству (прибору) производится следующим образом. По месторождению, на одной или нескольких скважинах, после сепарации на замерной установке отбирается определенное количество проб нефти и газа в герметичные пробоотборники, которые доставляются в лабораторию. Перед началом измерений к входному клапану прибора (11), через фильтр (10), подключается один из нефтяных пробоотборников, а к термостатирующей рубашке (2) - термостат. После стабилизации температуры, из пробоотборника в дозировочную камеру (12) вводится порция нефти, поршень (4) перемещается влево с тем, чтобы объем измерительной камеры (1) стал равным заданному. Затем с помощью медицинского шприца через мембрану (18) вводится определенный объем газа из газового пробоотборника, открывается вентиль (16), под действием перепада давления в измерительной камере (1) и газовой камере (14), нефть, турбулизируясь, вводится в измерительную камеру, где система «нефть-газ» приходит в равновесие при заданных температуре и соотношении фаз. При этом установившееся давление фиксируется. Такие измерения повторяются не менее сотни раз с другими порциями нефти, при различных соотношениях фаз, во всем диапазоне температур сепарации (на замерных установках), имеющихся на месторождении, с тем, чтобы получаемые равновесные давления охватывали весь диапазон от Р_ст=101,3 кПа до P_max сепарации, имеющемся на месторождении. После обработки полученных данных получается зависимость содержания растворенного газа (Г_р) в нефти от давления (P _c) и температуры (T_c) сепарации. Такая зависимость может быть введена в память контроллера замерной установки, и он сможет в автоматическом режиме, исходя из имеющихся величин P_c и T_c, рассчитывать величину Г_р и вводить соответствующие поправки в измеренные величины нефти и выделившегося свободного газа. Таким образом, замерная установка может постоянно давать информацию о дебитах по нефти и газу подключенных к ней скважин.

Данный методический подход и прибор прошел апробацию на месторождениях Республики Татарстан, и была получена зависимость Г_р=f(P_c, Т_с ), имеющая следующий вид:

Г_р=(A ₁·P³-B₁·P²+C ₁·P+D₁)·T+A²·P ³-B₂·P²+C²·P+D ₂

где Р_с, Т_с - давление и температура сепарации в замерной установке;

A₁ A₂, B₁ B₂, C ₁, C₂, D₁, D₂ - коэффициенты, характеризующие состав и свойства нефти.

Более точная, достоверная и постоянная информация о количестве добываемого попутного газа по скважинам позволит вести процесс разработки месторождения в оптимальном режиме и правильно вести работу по повышению коэффициента использования (утилизации) газа.