Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа

Авторы патента:

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

Владельцы патента RU 2786985:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и попутного нефтяного газа на объектах нефтедобычи и предназначено для определения суточных объемов попутного нефтяного газа, отделенного от нефти на первой ступени сепарации. Способ реализуется на основании выполнения материального баланса по устойчивому компоненту скважинной продукции – сероводороду. Его масса остается неизменной до и после сепарации попутного нефтяного газа из скважинной водонефтяной эмульсии. Предварительно по группе скважин, продукция которых поступает на газосепаратор, с помощью газоанализатора находят суточную массу попутно добываемого сероводорода, также определяют суточную массу сероводорода в отсепарированной нефти и концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора. При отсутствии счетчика газа на газовой линии газосепаратора объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяется по расчетной формуле после замера массы сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора и определения концентрации сероводорода в попутном нефтяном газе. Технический результат заключается в повышении достоверности отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и получении оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения суточной объема попутного нефтяного газа, отделенного на газосепараторе первой ступени системы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяной компании.

На дожимную насосную станцию (ДНС) поступает продукция группы нефтедобывающих скважин. Для дальнейшей транспортировки до пункта подготовки нефти, воды и газа на ДНС в газосепараторе из нефти сепарируют значительную часть попутного нефтяного газа (ПНГ) и направляют в газопровод, а нефть с водой и остаточным газом направляют с помощью насосного агрегата в нефтегазопровод. Такое разделение необходимо для снижения начального давления в нефтегазопроводе и облегчения аварийных работ при потере герметичности трубопровода.

В зимнее время счетчик газа турбинного принципа действия, установленный на выходе газосепараратора, периодически выходит из строя из-за низких температур и воздействия конденсата и агрессивного сероводорода в составе ПНГ на измерительные части счетчика. Между тем, информация по количеству газа, поступающего с нефтяных скважин, важна для ведения отчетности геологических документов и анализа разработки нефтяной залежи и месторождения.

Известен способ определения остаточного содержания газа в жидкости (патент РФ на изобретение №2513892, опубл. 20.04.2014, бюл. 11), в котором предложено производить поскважинные прямые инструментальные замеры газосодержания добываемой нефти и по этим данным судить о распределении ПНГ по газопроводу и нефтегазопроводу. Способ требует длительных и дорогостоящих измерений на скважинах.

Также известен метод материального баланса по Д.Л. Катцу, который в 1933 году предложил рассчитывать объем выделенного газа в газосепараторе, исходя из мольных долей пластовой нефти в газовой и жидкостной фазах [Katz D.L., Brown G.G. Vapor Pressure and Vaporization of Petroleum Fractions // Industrial & Engineering Chemistry. 1933. Vol. 25. No. 12. P. 1373-1384. DOI: 10.1021/ie50288a018; и Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р., Поеттманн Ф.X., Вери Дж. А., Еленбаас Дж. Р., Уайнауг Ч.Ф. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Перевод изд.: Handbook of natural gas engineering; науч. ред. Ю.П. Коротаев, Г.В. Пономарев. М.: Недра, 1965. 676 с.].

Метод полностью зависит от термобарических условий сепарации газа из нефти, поэтому в расчетах необходима постоянная поправка на температуру и давление в газосепараторе, что усложняет обустройство самого газосепаратора по датчику температуры и производство расчетов.

Технической проблемой по изобретении) является создание способа определения суточного объема ПНГ, направляемого в газопровод после газосепаратора первой ступени при отсутствии исправного счетчика газа, с достижением следующего технического результата: повышение достоверности отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и получение оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа.

Для достижения технического результата предложено в составе попутного нефтяного газа использовать его стабильный компонент - сероводород. Результат достигается тем, что в способе определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа, заключающемся в оценке компонентного состава попутного нефтяного газа (ПНГ), согласно изобретению по группе скважин, добывающих нефть с сероводородом в один газосепаратор, определяют поскважинно суточную массу попутно добываемого сероводорода и суммарное количество суточной добычи сероводорода по группе скважин, также определяют концентрацию сероводорода в отделяемом на газосепараторе ПНГ и находят остаточное содержание сероводорода в дегазированной нефти после газосепаратора, суточный объем отсепарированного ПНГ определяют по формуле:

где:

V_ПНГ - объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе по группе скважин, м³/сут;

- масса сероводорода, попутно добываемая с нефтью и водой из рассматриваемой группы скважин, кг/сут;

- масса сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора, кг/сут;

- концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе, отделенном на газосепараторе, г/м³;

К - адаптационный коэффициент, равный отношению объема ПНГ, полученного по счетчику газа, находящемуся в период исправного функционирования, к объему газа, полученного расчетным путем согласно изобретения.

Сегодня существуют и используются в нефтяной промышленности портативные анализаторы сероводорода в газовых и жидких средах. Например, поскважинный учет добычи попутного сероводорода следует выполнять по способу, описанному в патенте РФ на изобретение №2608852 (опубл. 25.01.2017, бюл. 3). Способ позволяет учитывать и тот сероводород, который при стандартном отборе устьевой скважинной пробы жидкости уходит с попутным нефтяным газом в атмосферу и не учитывается в отчетных материалах. По способу содержание сероводорода в нефти или водонефтяной эмульсии определяется с помощью анализатора АСЖ-02, который широко применяется в нефтяных компаниях РФ для экспресс-анализа промысловых жидкостей.

Концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора оценивается непосредственно в точке отбора проб с помощью медицинского шприца объемом 50-150 см³ и индикаторной трубки H₂S-0,0066 от штатного газоанализатора ГХ-Е по ТУ 12.43.01.166-86.

Схема технологической цепочки нефтепромысла в рамках рассматриваемой заявки приведена на фигуре, где позициями обозначены следующие объекты: 1 - группа скважин с единым нефтесборным коллектором на газосепаратор, 2 - газосепаратор первой ступени, 3 - газопровод, 4 - счетчик газа, 5 - нефтегазопровод, 6,7 - пробоотборники, 8 - центробежный насосный агрегат.

Способ реализуют в следующей последовательности действий.

1. По группе скважин 1 с помощью газоанализатора АСЖ-02 (оценка концентрации сероводорода в отобранной жидкости) и медицинского шприца объемом 50-150 см³ в комплекте с индикаторными трубками H₂S-0,0066 (сероводород в ПНГ при отборе жидкой фазы в тару) по каждой скважине находят суточную массу добываемого сероводорода. Для этого газожидкостной состав (ГЖС) продукции скважины должен быть перед пробоотборником гомогенизирован согласно п. 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85. Масса H₂S по скважине определяется как произведение дебита скважины по жидкости на концентрацию сероводорода в отбираемой пробе ГЖС. Масса добываемого сероводорода за сутки по группе скважин 1, работающих на один газосепаратор - определяется как сумма поскважинной добычи этого попутного газа.

2. С помощью того же комплекта измерительных устройств определяют остаточную концентрацию сероводорода в отсепарированной жидкости и массу сероводорода в жидкости после газосепаратора - Пробу водонефтяной эмульсии для анализа отбирают через пробоотборник 6 после насосного агрегата 8, выполняя требование ГОСТ 2517-85.

3. С помощью медицинского шприца объемом 50-150 см³ в комплекте с индикаторными трубками H₂S-0,0066 через пробоотборник 7 отбирают пробу ПНГ и определяют концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе - который после газосепаратора 2 направляется в газопровод 3.

4. Снимают показания действующего счетчика 4 газа и по нему определяют суточный расход ПНГ по газопроводу 3 -

5. Используя формулу 1 определяют адаптационный коэффициент К с целью его использования при входе счетчика газа из строя.

6. При выходе счетчика 4 газа из строя, например в зимнее время, с необходимой периодичностью организуются работы по п. 1-3 и по формуле 1 находят суточный объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе 2.

Рассмотрим применение изобретения по группе из 12 скважин, продукция которых содержит сероводород с концентрацией в диапазоне 65-92,5 мг/л.

Расположение скважин, газосепаратора, нефтегазопровода и пробоотборников приведено на фигуре.

1. Поступление сероводорода с группы скважин в газосепаратор рассчитано в табличном виде, расчеты приведены ниже.

2. Остаточная масса сероводорода в отсепарированной нефти за сутки равна

3. Концентрация сероводорода в ПНГ после газосепаратора равна:

4. Во время измерений по п. 1-3 газовый счетчик 4 в исправном состоянии показал средний суточный выход ПНГ из газосепаратора 2

5. По формуле 2 адаптационный коэффициент равен:

6. На время выхода штатного счетчика газа из строя формула 1 будет иметь вид:

7. Замерив концентрацию сероводорода в ПНГ на выходе из газосепаратора, суточную массу этого газа в отсепарированной нефти и приняв за постоянную величину массу сероводорода, поступающую из группы скважин, по формуле 3 определяют суточный объем отсепарированного газа.

Ранними исследованиями доказана стабильность сероводорода в газовой и жидкой средах при отсутствии нейтрализаторов и поглотителей этого газа [Рабартдинов З.Р. Научно-методическое обоснование использование сероводорода как реперной компоненты в процессах нефтедобычи / Автореферат диссертационной работы на соискание уч. степ, канд. техн. наук. - Уфа: НПФ Башнефтегеофизика, 2013. - 23 с.]. По изобретению предложено использовать данный газ в качестве индикатора и реперного компонента во всех флюидах: в продукции скважин, в ПНГ и в отсепарированной водонефтяной эмульсии.

Использование изобретения повысит достоверность отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и не терять оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа.

Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ), заключающийся в оценке компонентного состава попутного нефтяного газа, отличающийся тем, что по группе скважин, добывающих нефть с сероводородом в один газосепаратор, определяют поскважинно суточную массу попутно добываемого сероводорода и суммарное количество суточной добычи сероводорода по группе скважин, также определяют концентрацию сероводорода в отделяемом на газосепараторе попутном нефтяном газе и находят остаточное содержание сероводорода в дегазированной нефти после газосепаратора, суточный объем отсепарированного ПНГ определяют по формуле

где V_ПНГ – объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе по группе скважин, м³/сут;

– масса сероводорода, попутно добываемая с нефтью и водой из рассматриваемой группы скважин, кг/сут;

– масса сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора, кг/сут;

– концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе, отделенном на газосепараторе, г/м³;

К – адаптационный коэффициент, равный отношению объема ПНГ, полученного по счетчику газа, находящемуся в период исправного функционирования, к объему газа, полученного расчетным путем согласно изобретению.

Изобретение относится к оборудованию для обустройства нефтяного месторождения. Установка содержит конденсационный теплообменник 1, компрессорную станцию 2, несущую конструкцию 3.

Способ автоматического поддержания температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения на крайнем севере рф // 2783037

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического поддержания температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения (АВО) на Крайнем Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и частичное отделение смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части этого сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы, подав соответствующий сигнал на вход системы автоматического управления (САУ) АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе, после чего предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока, первый из которых направляют в трубное пространство первой секции рекуперативного теплообменника (ТО) «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ», а второй поток через клапан-регулятор (КР) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат».

Способ автоматического поддержания температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа с турбодетандерными агрегатами на крайнем севере рф // 2783036

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения на севере рф // 2783035

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа (далее установка) с аппаратами воздушного охлаждения (АВО) на Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и отделение смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы, подав соответствующий сигнал на вход системы автоматического управления (САУ) АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе, после чего предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока, первый из которых направляют в трубное пространство первой секции рекуперативного теплообменника (ТО) «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ», а второй поток через клапан-регулятор (КР) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат».

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения на крайнем севере рф // 2783034

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения (АВО) на Крайнем Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и частичное отделение смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы, подав соответствующий сигнал на вход системы автоматического управления (САУ) АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе, после чего предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока, первый из которых направляют в трубное пространство первой секции рекуперативного теплообменника (ТО) «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ», а второй поток через клапан-регулятор (КР) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат».

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с турбодетандерными агрегатами на крайнем севере рф // 2783033

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях крайнего севера рф // 2782988

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с турбодетандерными агрегатами на севере рф // 2781238

Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа, работающей в условиях севера рф // 2781231

Способ измерения продукции нефтяной скважины // 2781205

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массового дебита нефти, а также газового фактора нефти с измерением остаточного количества растворенного газа в нефти в рабочих условиях измерений. Способ измерения продукции нефтяной скважины передвижной установкой включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы и измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и по максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости.