Способ измерения газового фактора нефти



Способ измерения газового фактора нефти
Способ измерения газового фактора нефти

Владельцы патента RU 2779284:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды передвижными замерными установками. Технической результатом является обеспечение возможности измерения свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины значительного количества пластовой воды. Предложен способ измерения газового фактора нефти, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости. При этом в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти. Причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды передвижными замерными установками.

Измерение дебитов нефти, газа и воды на объектах добычи нефти производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (Патент РФ на изобретение №2082107, заявл. 18.05.95 г., опубл. 20.06.97 г.). По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.

Недостаток способа состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.

Известна установка для определения дебита продукции скважины (Патент РФ на изобретение №2133826, заявл. 05.01.1998 г., опубл. 27.07.1999 г.). Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.

Однако способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент РФ на изобретение №2504653, заявл. 30.07.2012 г., опубл. 20.01.2014 г.). Способ включает заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производится закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.

Однако реализация способа осложнена применением компрессора, производительность которого, при прочих равных, условиях зависит от давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Общим недостатком рассмотренных аналогов и прототипа является невозможность измерения остаточного количества растворенного газа в нефти. Описанные способы и устройства измеряют лишь количество свободно выделившегося газа из нефти при давлении в выкидном коллекторе нефтяной скважины. В то же время в нефти может оставаться еще достаточное количество растворенного газа, которое не учитывается в расчетах газового фактора.

Известны способ и устройство для определения растворенного газа в нефти (Патент РФ на изобретение №2541378, заявл. 14.12.2012 г., опубл. 20.06.2014 г.). Способ включает в себя отбор пробы нефти под давлением, ввод в прибор калиброванного объема нефти и создание заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведение системы в термодинамические равновесия при различных давлениях и температурах и получения опытных данных для построения зависимости остаточного газового фактора от температуры и давления для каждого месторождения нефти.

Способ обладает недостатком, состоящим в недопустимости наличия водной фазы продукции пласта в отбираемой пробе нефти. Практическое отсутствие в воде растворенного газа приводит к значительной погрешности в измерении растворенного газа в нефти. Следует отметить, что в подавляющем большинстве случаев в отбираемых пробах нефти будет присутствовать вода в объемах, доходящих до 98% к объему отбираемой жидкости.

Известны способ и устройство для измерения дебита нефти (Патент РФ на изобретение №2236584, заявл. 17.12.2002 г., опубл. 20.09.2004 г.). Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости, а дебита свободного газа по скорости опорожнения емкости от ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.

Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью предварительного измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости, а также присутствием в пробе нефти пластовой воды, не позволяющей корректно производить измерения растворенного газа в нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ измерения продукции нефтяной скважины, реализуемый в патенте РФ на полезную модель №168317 (заявл. 21.07.2016 г., опубл. 30.01.2017 г.), согласно которому для измерения количества оставшегося количества растворенного газа в нефти производят отбор жидкости из основной емкости в малую емкость, ее перекрытие от основной и замер счетчиком количества выделившегося газа при снижении давления в малой емкости до атмосферного значения.

Способ обладает недостатком, состоящим в малой точности измерения растворенного газа при высокой обводненности продукции пласта. Небольшое содержание нефти и большой объем отобранной в малую емкость пластовой воды будут являться причиной чрезвычайно малых объемов поступления растворенного на счетчик.

Технической результатом заявляемого изобретения является обеспечение возможности измерения свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины значительного количества пластовой воды.

Поставленный технический результат решается описываемым способом, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости.

Новым является то, что в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти, причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым.

На фиг. 1 показана гидравлическая часть схемы реализации способа.

К выкидному коллектору 1 скважины (на фиг. 1 не показана) с краном 2 с помощью входного 3 и выходного 4 кранов подключена измерительная емкость 5 передвижной установки. Нижняя часть емкости 5 линией 6 соединена с трехходовым краном 7 с электроприводом, который с одной стороны также сообщен с коллектором 1 линией 8 и выходным краном 4, а с другой стороны - газовой линией 9 с верхней частью измерительной емкости 5.

В емкости установлены верхний 10 и нижний 11 датчики гидростатических уровней жидкости. В нижней части емкости 5 расположен приемный патрубок 12 для слива жидкости, а в верхней части емкости 5 -приемный патрубок 13 для отвода сепарированного газа.

К верхней части емкости 5 подведена линия 14 после входного крана 3. Управление включениями трехходового крана 7 осуществляется контроллером блока управления 15 по сигналам датчиков 10 и 11 гидростатического давления. В непосредственной близости к емкости 5 установлена отстойная камера 16, верхняя часть которой соединена через кран 17 с верхним уровнем калиброванной части емкости 5, расположенным непосредственно под уровнем расположения датчика 10. Кроме того, верхняя часть отстойной камеры 16 соединена также через кран 17 и линию 18 с газовой линией 9. В верхнюю часть камеры 16 через кран 19 подведена линия подачи деэмульгатора. В нижней части отстойной камеры 16 установлены сливные краны 20 и 21. Отстойная камера 16 соединена с калиброванной частью емкости 5 на разных уровнях с помощью крана 22. Кран 21 соединен с прибором 23 для измерения растворенного газа в нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Соединение передвижной установки производится при закрытых кранах 3 и 4 и открытом кране 2. Для проведения измерений производят открытие кранов 3 и 4 и закрытие крана 2. Через входной кран 3 и линию 14 продукция скважины направляется в верхнюю часть емкости 5.

Отсепарированная жидкость, стекая вниз, заполняет калиброванную часть емкости 5 между уровнями расположения датчиков 11 и 10, при этом фиксируется время заполнения емкости 5 от датчика 11 до датчика 10. В период заполнения емкости 5 жидкостью трехходовой кран 7 перекрывает сливную линию 6 и одновременно соединяет линии 9 и 8. В период заполнения емкости 5 продукцией скважины отсепарированный газ отводится по линиям 9 и 8 в выкидной коллектор скважины 1. По времени заполнения емкости 5 жидкостью от датчика 11 до датчика 10 программа блока управления рассчитывает дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси).

После того, как уровень жидкости подойдет к верхнему датчику 10 емкости 5, блок управления 15 подает команду на переключение трехходового крана 7 на слив жидкости из емкости 5 в коллектор через линии 6 и 8. Одновременно трехходовой кран 7 перекроет линию 9 отвода газа из емкости 5.

В этом цикле измерения накапливающийся в верхней части емкости газ будет оттеснять уровень жидкости вниз. Время опорожнения калиброванной части емкости 5 от жидкости будет пропорционально дебиту поступающего в емкость 5 вместе с жидкостью свободного нефтяного газа. При этом дебит газа определяется делением объема калиброванной части емкости 5 на время опорожнения емкости 5 от жидкости.

В момент достижения уровнем жидкости в емкости 5 датчика 10 в цикле наполнения емкости продукцией производят открытие крана 22 для наполнения отстойной камеры 16 продукцией пласта с верхнего слоя заполняющей емкость 5 жидкости. В верхнем слое жидкости содержание водной фазы будет минимальным. Заполнение отстойной камеры 16 продукцией пласта производят при открытом кране 17 в целях выравнивания давлений в емкости 5 и отстойной камере 16. Далее в камеру 16 вводят деэмульгатор и выдерживают некоторое время для расслоения в ней нефти и воды.

В последующем перекрывают кран 22 и сливают жидкость под давлением из камеры 16 через кран 20. Во избежание снижения давления в отстойной камере 16 слив жидкости производят при очень малом расходе, т.е. практически отдельными каплями. Кроме того, для поддержания давления в камере 16 слив жидкости из нее производят при открытом кране 17.

После появления в сливаемой жидкости нефти кран 20 перекрывают и через кран 21 отбирают пробу нефти также под давлением в прибор 23 для определения растворенного газа. Отбор пробы через кран 21 также снижает риск попадания воды в пробу из патрубка, расположенного выше крана 20. Такая процедура отбора пробы нефти позволяет практически полностью исключить попадание в нее водной фазы продукции пласта.

Газовый фактор нефти в предложенном способе рассчитывается уже с учетом дополнительного количества растворенного газа в нефти, измеренного прибором.

Измерение гидростатического перепада давления жидкости в емкости 5 по показаниям датчиков 10 и 11 гидростатических уровней жидкости в емкости 5 при заданных плотностях нефти и воды позволяет рассчитать обводненность продукции и дебиты нефти и воды.

Технико-экономическими преимуществами заявляемого способа являются возможность измерения растворенного газа в нефти, а также простота и высокая надежность работы замерной установки.

С ноября 2015 г. были проведены измерения газового фактора нефти (свободного и растворенного), дебита и обводненности жидкости по заявляемому способу на двух скважинах АО "Шешмаойл" и 13 скважинах Заречного месторождения АО «Геотех». Дебиты жидкости скважин, измеренные по заявляемому способу, и данные по геологическому отчету в целом имеют одинаковый порядок. Исключение составляет скважина 3222 из-за высокой вязкости добываемой продукции (более 2500 мПа⋅с). На скважине 64 не получилось измерить газовый фактор нефти в связи с предельно высокой обводненностью жидкости (95%). Измерения газового фактора на скважинах 75, 78 и 2150 показали различия в сравнении с геологическими данными, хотя дебиты скважин и обводненность близки по значениям. Выполненный объем измерений газового фактора нефти, дебитов и обводненности скважин показал работоспособность заявляемого способа.

Способ измерения газового фактора нефти, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости, отличающийся тем, что в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти, причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области биотехнологии. Предложен Fab-фрагмент антитела против CEACAM5 человека.

Изобретение относится к области медицины, а именно к онкологии, и может быть использовано для прогнозирования трехмесячной выживаемости у больных со злокачественным новообразованием поджелудочной железы IV стадии при использовании фотодинамической терапии. Для этого у больных до начала лечения определяют уровень фибриногена.

Настоящее изобретение относится к области клеточной биологии и раскрывает систему культивирования ткани, способ культивирования ткани, а также способ определения эффективности лекарственного средства, способ выбора лекарственного средства для лечения заболевания и способ лечения злокачественной опухоли у нуждающегося в этом субъекта, использующие указанный выше способ культивирования ткани.
Изобретение относится к медицине, а именно к анестезиологии-реаниматологии, терапии, инфекционным болезням, и может быть использовано для диагностики синдрома активации макрофагов (САМ) при новой коронавирусной инфекции, вызванной вирусом SARS-CoV-2. При поступлении в стационар в сыворотке венозной крови пациента определяют количественные показатели интерлейкина (ИЛ-6), С-реактивного белка (СРБ), ферритина, лактатдегидрогеназы (ЛДГ).

Группа изобретений относится к области биотехнологии. Предложен способ и композиция для получения характеристики клеток, а также набор для получения конъюгатов аффинная часть-олигонуклеотид.

Изобретение относится к соединению формулы (II), где R1 представляет 18F; R2 представляет Н. Также изобретение относится к промежуточному соединению формулы (II), значения радикалов которые указаны в формуле изобретения, применению немеченного соединения формулы (II) в качестве аналитического стандарта, а также к способу получения меченого соединения формулы (II), набору для получения радиофармацевтического препарата, способу сбора данных для диагностики расстройства, ассоциированного с агрегатами белка тау, для определения предрасположенности к расстройству, ассоциированному с агрегатами белка тау, для мониторинга остаточного проявления расстройства у пациента, страдающего расстройством, ассоциированным с агрегатами белка тау, и для прогнозирования реактивности пациента, страдающего расстройством, ассоциированным с агрегатами белка тау.

Изобретение относится к области медицины и биологии. Осуществляют ПЦР-амплификацию QRDR-области гена parC и gyrA M.

Изобретение может быть использовано в аналитической химии. Предложены способ и комплект для экспресс-обнаружения агрессивных химических веществ и соединений урана в воде.
Изобретение относится к медицине, а именно к эндокринологии, и может быть использовано для прогнозирования развития рецидива при медикаментозном лечении болезни Грейвса. Проводят забор и исследование крови.

Настоящее изобретение относится к количественному клеточному способу определения in vitro действия лиганда антитела против CD26, предпочтительно моноклонального антитела против CD26, такого как бегеломаб. Способ определения in vitro эффективности лиганда антитела против CD26, включает следующие стадии: а) инкубацию при 37°С или при комнатной температуре популяции человеческих Т-лимфоцитов, экспрессирующих рецептор CD26, в процентной доле более 75% с лигандом антитела против CD26 в концентрации в диапазоне от 0,001 мкг/мл до 150 мкг/мл; б) инкубацию с антителом против антитела CD26, меченным флуорохромом, которое распознает эпитоп CD26, отличающийся от эпитопа, распознаваемого лигандом антитела против CD26, используемого на стадии а); в) определение величины MFI (медиана интенсивности флуоресценции) для CD26, измеренной для образца клеток, обработанных лигандом антитела против CD26 (MFIT), и величины MFI для необработанных клеток (MFINT) путем цитофлуориметрического анализа; г) оценку процентной доли интернализации рецептора CD26 (%int CD26) или RFI (относительная интенсивность флуоресценции), рассчитываемой в соответствии со следующей формулой: где: если величина %int CD26 составляет менее 20%, это указывает на низкую эффективность лиганда антитела против CD26; если находится в диапазоне от 20% до 30%, это указывает на среднюю эффективность лиганда антитела против CD26; если составляет более 30%, это указывает на высокую эффективность лиганда антитела против CD26.

Изобретение относится к аналитической химии, а именно к способам определения содержания асфальтенов в нефти и нефтепродуктах и может найти применение в лабораториях нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний, компаниях трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, научно-исследовательских лабораториях.
Наверх