Способ определения остаточного содержания газа в жидкости

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:

$$Г=\frac{{\displaystyle \sum _{i=1}^n\left(Гi\cdot Qi\right)}-Qг}{{\displaystyle \sum _{i=1}^{n}Qi}}$$

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.

 

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:

$$Г=\frac{{\displaystyle \sum _{i=1}^n\left(Гi\cdot Qi\right)}-Qг}{{\displaystyle \sum _{i=1}^{n}Qi}}$$

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 м³.

4. По приведенной формуле находим, что остаточное газосодержание в трубопроводной жидкости в точке, находящейся между газосепаратором 3 и РВС 4, равно 1,43 м³/м³: Гi=(700-600)/70 м³/м³.

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 группы	Обоз-е и ед. изм-я	Данные по скважинам	Всего по группе скважин
Номер скважины	-	1	2	3	4	5	6	7	-
Начальное гасосодержание	Гi м3/м3	10	20	10	2,5	10	11,3	2,4	10
Дебит по жидкости	Qi м3/сут	10	7	10	20	10	8	5	70
Добыча ПНГ	Гi∙Qi м3/сут	100	140	100	50	100	90	120	700

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.

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:
$$Г=\frac{{\displaystyle \sum _{i=1}^n\left(Гi\cdot Qi\right)}-Qг}{{\displaystyle \sum _{i=1}^{n}Qi}}$$
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.