способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Определение квч нефти


Способ определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии. При определении количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии выполняют подачу от источника-приемника по волноводу, выполненному в виде двухпроводной изолированной линии с диодом "Шотки" между линиями, постоянного электрического тока величиной, обеспечивающей согласование волнового сопротивления источника-приемника и волновода. Одновременно подают от источника-приемника по волноводу высокочастотный электрический ток, замеряют время распространения электрического высокочастотного тока по волноводу. Волновод используют фиксированной длины и помещают его в движущуюся водонефтяную эмульсию. От источника-приемника по волноводу одновременно подают высокочастотный электрический ток и постоянный электрический ток, больший, чем ток согласования волнового сопротивления источника-приемника и волновода. Детектируют результирующий ток. Определяют время и скорость распространения тока по волноводу и рассчитывают количество воды и нефти в водонефтяной эмульсии.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии.

Известен способ непрерывного контроля качества воды, измерения концентрации эмульсий и суспензий оптическим методом (Патент РФ №2235310, кл. G 01 N 21/49, опубл. 27.08.2004).

Известный способ позволяет определить мутность воды, но не позволяет замерить количество нефтепродуктов в воде.

Известно устройство для контроля качества воды и эффективности работы очистных сооружений, содержащее электродные датчики, электродный блок, динамические кронштейны, таймер, распределительный дуплекс, усилитель с переключателем диапазонов, измерительный блок, блок питания, блок сетевого питания, аналого-цифровой преобразователь (Патент РФ №2213699, кл. С 02 F 1/00, G 01 N 27/06, опубл. 10.10.2003).

Известное устройство предназначено для общего контроля воды на очистных сооружениях и не позволяет проводить количественный анализ нефтепродуктов в воде.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии, включающий подачу от источника-приемника по волноводу, выполненному в виде двухпроводной изолированной линии с диодом "Шотки" между линиями, постоянного электрического тока величиной, обеспечивающей согласование волнового сопротивления источника-приемника и волновода, одновременную подачу от источника-приемника по волноводу высокочастотного электрического тока, замер времени распространения электрического высокочастотного тока по волноводу и расчет параметров водонефтяной эмульсии (Техническое описание и инструкция по эксплуатации системы измерения уровня и межфазных границ многокомпонентного продукта. Уфа, изд-во "Время", 2000 г. - прототип).

Известный способ работоспособен при полном разделении водонефтяной эмульсии. Процесс разделения эмульсии длителен. Поэтому чаще всего анализируется не полностью разделенная водонефтяная эмульсия, вследствие чего возникают ошибки и погрешности.

В предложенном способе решается задача повышения точности и сокращения времени определения.

Задача решается тем, что в способе определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии, включающем подачу от источника-приемника по волноводу, выполненному в виде двухпроводной изолированной линии с диодом "Шотки" между линиями, постоянного электрического тока величиной, обеспечивающей согласование волнового сопротивления источника-приемника и волновода, одновременную подачу от источника-приемника по волноводу высокочастотного электрического тока, замер времени распространения электрического высокочастотного тока по волноводу и расчет параметров водонефтяной эмульсии, согласно изобретению волновод используют фиксированной длины, волновод помещают в движущуюся водонефтяную эмульсию, от источника-приемника по волноводу одновременно подают высокочастотный электрический ток и постоянный электрический ток, больший чем ток согласования волнового сопротивления источника-приемника и волновода, детектируют результирующий ток и рассчитывают количество воды и нефти в водонефтяной эмульсии.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи для системы поддержания пластового давления проводят контроль за качеством подготавливаемой воды. Актуальность такого контроля обуславливается требованиями безопасности функционирования установок системы поддержания пластового давления, предотвращения их преждевременного выхода из строя и экологическими причинами. Действующая методика контроля качества воды основана на отборе пробы и определения содержания нефтепродуктов в лабораторных условиях. При применении лабораторных методов исследования очень важным является отбор представительной пробы жидкости. При отборе пробы может быть внесена большая погрешность. Эта погрешность часто связана с конструкцией пробоотборников, не позволяющих получить качественную пробу, и человеческим фактором, возникающим непосредственно при получении этой пробы и лабораторном анализе. Кроме того, технологический регламент часто предусматривает получение пробы и анализ качества воды не чаще, чем один раз в сутки. Такой режим создает возможность кратковременных (несколько часов), но очень существенных нарушений технологического режима подготовки воды, которые могут остаться незафиксированными, а причины их возникновения неустановленными.

Для определения качества подготавливаемой воды непосредственно на месте получили распространение устройства для контроля качества воды на основе оптических методов, т.е. по принципу оценки прозрачности воды. Однако "прозрачность" может дать лишь очень обобщенную картину нормальности или ненормальности технологического режима, но не позволяет определить количество нефтепродуктов в воде. Кроме этого, такие устройства сохраняют работоспособность лишь в очень ограниченный промежуток времени из-за быстрого загрязнения стеклянных поверхностей, периодическая чистка которых при анализе воды в непрерывном потоке часто бывает невозможна.

Для контроля качества воды используют датчик системы СЕЛТЕК, в основном, как измеритель уровня и межфазных границ многокомпонентного продукта в резервуарах и технологических аппаратах. Датчик системы СЕЛТЕК представляет собой конструкцию с чувствительным элементом, выполненным в виде двухпроводного волновода, который помещается внутрь резервуара или технологического аппарата. Волновое сопротивление линии датчика зависит от диэлектрической проницаемости сред, находящихся в резервуаре. Высокочастотный сигнал, распространяясь по линии, отражается от всех границ раздела сред пропорционально изменению диэлектрической проницаемости. Скорость распространения сигнала увеличивается или замедляется в зависимости от диэлектрической проницаемости данной среды. Измерительный алгоритм, основанный на использовании методов цифровой обработки сигналов, позволяет получить из результирующего сигнала следующие компоненты: положение (уровни) границ раздела сред в резервуаре или технологическом аппарате (например, газ/нефть, нефть/эмульсия, эмульсия/вода), значение коэффициентов отражения, что позволяет судить о выраженности границ раздела сред и оценить качество сепарации продукта (например, нефти и воды) в резервуаре, скорость распространения сигнала в средах, что позволяет идентифицировать каждую среду и определить степень ее подготовленности (например, наличие воды в товарной нефти или наличие нефтепродуктов в подготовленной воде). Фактически система измерения уровня и межфазных границ СЕЛТЕК работает как анализатор качества воды, поскольку по измеренной скорости распространения сигнала позволяет настроить границу раздела эмульсия/вода на заданное содержание нефтепродуктов. Под эмульсией в данном случае может пониматься "грязная" вода с содержанием нефтепродуктов, превышающим требуемые для откачки на кустовую насосную станцию.

Однако такая система для определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии требует полного разделения водонефтяной эмульсии, а этот процесс весьма длителен. Чаще всего анализируется не полностью разделенная водонефтяная эмульсия. А при определении свойств такой системы неизбежно возникают ошибки и погрешности.

В предложенном способе решается задача повышения точности и сокращения времени определения. Задача решается следующим образом.

Для определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии волновод помещают в движущуюся водонефтяную эмульсию, т.е. в неразделенную на фазы жидкость. Для измерений используют волновод фиксированной длины, выполненный в виде двухпроводной изолированной линии с диодом "Шотки" между линиями. В качестве волновода используют два параллельных металлических стрежня из нержавеющей стали длиной от 30 до 1500 мм и с сечением от 6 до 9 мм, расположенных на расстоянии от 18 до 20 мм друг от друга.

От источника-приемника по волноводу подают высокочастотный электрический ток с частотой от 10 до 300 МГц, шагом перестройки 1 МГц и амплитудой от 3 до 5 мА, и постоянный электрический ток от 5 до 10 мА, больший, чем ток согласования волнового сопротивления источника-приемника и волновода (2 мА), обеспечивая отражение электромагнитной волны высокочастотного тока от диода "Шотки", детектируют результирующий ток и измеряют его величину, равную

где

Хi дет - измеренная амплитуда отраженного сигнала i-й частоты, мА;

А - ток высокочастотного сигнала, мА;

Кот - коэффициент отражения от диода "Шотки";

t - время распространения сигнала по волноводу, с;

fi - частота высокочастотного сигнала, Гц.

Определяют время распространения сигнала t, используя последовательность из измеренных значений детектированного высокочастотного тока Xi дет для каждой из частот. Определяют время распространения электрического высокочастотного тока по волноводу как

где S - длина чувствительного элемента, мм.

Используют зависимость скорости распространения от диэлектрической проницаемости как

где Vs - скорость света, м/с;

Е - диэлектрическая проницаемость среды;

М - магнитная проницаемость среды.

С учетом того, что диэлектрическая проницаемость воды - 81, а диэлектрическая проницаемость нефти - 2,2, выполняют точное определение скорости распространения и вычисляют содержание нефтепродуктов в воде.

Пример конкретного выполнения

Проводят анализ воды, подготовленной в очистном резервуаре №3 дожимной насосной станции ДНС-1 нефтегазодобывающего управления "Ямашнефть" и подаваемой на кустовую насосную станцию. Воду пропускают через емкость автоматизированной системы определения качества воды с установленным на ней датчиком СЕЛТЕК. При проведении работ прекращают подачу жидкости из сырьевого резервуара №1 ДНС-1 по перетоку и проводят непрерывную откачку подготовленной воды из очистного резервуара №3 ДНС-1 до момента ухудшения ее качества и увеличения в ее составе нефтепродуктов. При этом проводят непрерывный замер и лабораторный анализ проб воды, взятых из пробоотборника, установленного на емкости системы.

Для определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии волновод помещают в движущуюся водонефтяную эмульсию. Для измерений используют волновод фиксированной длины, равной 75 см. Волновод выполнен в виде двухпроводной линии с диодом "Шотки" между линиями.

От источника-приемника типа LM607022 по волноводу подают постоянный электрический ток 10 мА, обеспечивающий согласование волнового. сопротивления источника-приемника и волновода. Одновременно от источника-приемника по волноводу подают высокочастотный электрический ток с частотой от 10 до 300 МГц, шагом перестройки 1 МГц и амплитудой 3 мА, и постоянный электрический ток 10 мА, больший, чем ток согласования волнового сопротивления источника-приемника и волновода (2 мА), обеспечивая отражение электромагнитной волны высокочастотного тока от диода "Шотки", детектируют результирующий ток и измеряют его величину, которая согласно выражения (1) будет в диапазоне от 0 до 6 мА. Используя выражение (1) для каждой из частот и выражение (2) вычисляют скорость распространения сигнала по волноводу, которая в зависимости от содержания нефтепродуктов находится в диапазоне от 27,4375% для воды до 67,5385% для нефти от скорости света.

Продолжительность цикла измерения составляет 4,5 сек. Содержание нефтепродуктов воде составляет 220 мг/л.

При определении количества воды и нефти в лабораторных условиях при полностью расслоившейся водонефтяной эмульсии получен следующий результат: содержание нефтепродуктов в воде - 230 мг/л. Продолжительность лабораторного анализа составила 2 часа.

В результате выполнения предложенного способа скорость определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии возросла в 1600 раз при сопоставимом результате определения нефтепродуктов в воде, учитывая возможные существенные погрешности при отборе представительских проб для лабораторного анализа.

Применение предложенного способа позволит повысить точность и сократить время определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии.

Способ определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии, включающий подачу от источника-приемника по волноводу, выполненному в виде двухпроводной изолированной линии с диодом "Шотки" между линиями, постоянного электрического тока величиной, обеспечивающей согласование волнового сопротивления источника-приемника и волновода, одновременную подачу от источника-приемника по волноводу высокочастотного электрического тока, замер времени распространения электрического высокочастотного тока по волноводу и расчет параметров водонефтяной эмульсии, отличающийся тем, что волновод используют фиксированной длины, волновод помещают в движущуюся водонефтяную эмульсию, от источника-приемника по волноводу одновременно подают высокочастотный электрический ток и постоянный электрический ток, больший, чем ток согласования волнового сопротивления источника-приемника и волновода, детектируют результирующий ток, определяют время и скорость распространения тока по волноводу и рассчитывают количество воды и нефти в водонефтяной эмульсии.

www.findpatent.ru

Определение потенциального содержания нефтепродуктов в нефтях

    МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ ФРАКЦИЙ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.205]

    Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [c.65]

    В связи с внедрением в промышленности новых процессов переработки, а также изменением требований к ассортименту и качеству нефтепродуктов предлагается пересмотреть программу исследования нефтей с целью расширения и уточнения ее [21], Расширенной программой исследования нефтей предусматривается определение кривых разгонки нефти, устанавливающих зависимость выхода фракций от температуры кипения и определяющих их качество давления насыщенных паров содержания серы асфальтенов смол силикагелевых парафинов кислотного числа коксуемости зольности элементного состава основных эксплуатационных свойств топливных фракций (бензинов, керосинов, дизельного топлива) группового углеводородного состава узких бензиновых фракций выхода сырья для каталитического крекинга, его состава и содержания в нем примесей, дезактивирующих катализатор потенциального содержания дистиллятных и остаточных масел качества и выхода остатка. [c.35]

    Лабораторная ректификация нашла широкое применение в нефтепереработке для определения фракционного состава нефтей и нефтепродуктов по истинным температурам кипения (ИТК), для определения потенциального содержания различных фракций или нефтепродуктов в нефтях, для получения четко выделенных образцов различных фракций из нефти или нефтепродуктов и получения образцов тех или иных фракций для последующих исследований. Методы лабораторной ректификации значительно сложнее перегонки в аппаратурном оформлении и в проведении самого анализа. [c.79]

    Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т.д. Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т.д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 3.3), а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов. Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании Нефти СССР (М. Химия). [c.109]

    В отобранной пробе нефти или нефтепродукта предварительно определяют по ГОСТ 13379—82 массовую долю растворенного в ней газа, включая бутан, которую используют при определении потенциального содержания нефтепродуктов. [c.69]

    Глава 9, Методы определения потенциального содержания 20 фракций нефти и нефтепродуктов [c.4]

    Наибольшее распространение для анализа тяжелых фракций и деасфаль-тированных остаточных нефтепродуктов в нашей стране получила методика жидкостно-адсорбционной хроматографии, разработанная во ВНИИ НП [15] и усовершенствованная затем в СоюздорНИИ [22], и методика определения потенциального содержания масел в нефти [158]. Эти методики имеют очень много общего и различаются главным образом размером образца (от 3 до 100 г), соответственно размером хроматографической колонки и соотношением адсорбент проба (от 10 1 до 50 1). Суть методик сводится к следующему. [c.112]

    В книге рассмотрены основные методы исследования фракционного состава и методы разделения сложных смесей. Описаны различные способы перегонки и ректификации и аппараты для их осуществления. Дана оценка эффективности лабораторных ректификационных методов определения свойств и состава нефтепродуктов, потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефтях. Излагаются результаты оригинальных экспериментальных исследований. [c.2]

    Сущность определения потенциального содержания светлых нефтепродуктов или их компонентов в нефти заключается в следующем при перегонке нефти отбирают сравнительно широкие фракции, приблизительно подходящие по фракционному составу к заданному продукту (или его компоненту), и ряд узких, например 3%-ных или 5%-ных, фракций. Затем, определив качества фракций и, если надо, вновь их перегнав, к широкой фракции добавляют последовательно узкие фракции, проверяя каждый раз фракционный состав. Окончательно этот последний проверяют стандартной разгонкой полученных смесей. Для определения содержания керосина и масел разгонку нефти ведут при пониженном давлении. [c.52]

    Определение потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефтях. Потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов в нефти называют отношение массы бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, выделенных из нефти в стандартных условиях, к массе исходного сырья. [c.33]

    Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

    Все нефтепродукты, получаемые из нефти перегонкой, являются фракциями, выкипающими в определенных температурных пределах. Так, бензиновые фракции выкипают в пределах 35—205 С, керосиновые— 150—315, дизельные—180—350, легкие масляные дистилляты — 350—420, тяжелые масляные дистилляты — 420—490, остаточные масла — выше 490° С. Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370° С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими температурами кипения — в вакууме либо с применением водяного пара (для предупреждения их разложения). В лабораторных условиях наиболее четко можно разделить нефть на фракции, выкипающие в заданных температурных пределах, в аппаратах со специальными ректификационными устройствами— колоннах, заполненных насадкой. В аппаратах такого типа пары из перегонного куба или колбы поступают в ректификационную колонну, где в условиях многократного контактирования с парами из жидкости испаряются низкокипящие компоненты, а из паров конденсируются высококипящие такая дистилляция обеспечивает более четкое разделение перегоняемого продукта на фракции. Лабораторные приборы с ректификационными колоннами используют главным образом при выяснении потенциального содержания в нефтях светлых нефтепродуктов (в основном выкипающих до 350° С — бензиновых, керосиновых и дизельных фракций) и масел. [c.18]

    Определение потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти. Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в нефти, т. е. фракций, выкипающих до 350° С, определяют на лабораторных аппаратах с ректификационной колонкой. В качестве примера рассмотрим работу аппарата АРН-2 (рис. 9). В куб 2 заливают от 1 до 3 кг тщательно обезвоженной нефти. Конденсатор-холодильник 5 помещают в охладительную смесь (лед или его смесь с поваренной солью). При от- [c.28]

    Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить па установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить. [c.213]

    Физико-химическая характеристика нефтей устанавливается с помощью как стандартизованных методов, общих для анализов большинства нефтепродуктов, так и специальных стандартных методов анализа нефтей, предусматривающих определение фракционного состава потенциального содержания светлых нефтепродуктов, содержания дистиллятных и остаточных масел, парафинов, смол, асфальтенов, солей и др. [c.188]

    Определение суммарного потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти [c.32]

    Метод адсорбционного разделения отличается высокой четкостью, поэтому в последнее время он получил широкое распространение в лабораторной практике в качестве количественного аналитического метода, например при определении группового углеводородного состава нефтепродуктов [57], потенциального содержания масел в нефтях [58], содержания асфальтено-смолистых веществ в нефтях и др. [c.183]

    При переработке сернистых нефтей и нефтепродуктов в газах нефтеперерабатывающих заводов образуются значительные количества сернистых соединений в виде сероводорода, меркаптанов, сульфидов п др., из которых основная масса приходится на долю сероводорода. Точное определение количественного содержания сероводорода в газе играет исключительно важную роль не только с точки зрения правильной организации производства очистки газа, но и для того, чтобы иметь надежные данные о потенциальной возможности получения товарной серной кислоты, вырабатываемой на базе использования сероводорода как исходного сырья.  [c.133]

    Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т.д. Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т.д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 1.1), а также в форме [c.36]

    Для определения потенциального содержания в нефти каждого светлого нефтепродукта недостаточно кривой ИТК. Необходимо иметь узкие 10-, 20- ипи 30-градусные фракции, отобранные на АРН-2. Смешением этих фракций подбирают макси-мапьно возможный выход одного из светлых нефтепродуктов, по свойствам отвечающего требованиям ГОСТ.Остальные нефтепродукты, которые можно получить из нефти, при этом не учитывают. Затем смешением фракций подбирают так же максимальный выход другого нефтепродукта и т. д. Так устанавливают потенциальный выход из данной нефти каждого нефтепродхкта в отдельности без учета смежных с ним нефтепродуктов. [c.206]

    Для определения потенциального содержания нефтепродуктов необходимо знать фракционный состав нефти. Пример фракционного состава для ромашкинской нефти приведен в табл. 3. [c.19]

    По этой методике в ГрозНИИ быпо определено потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в самых различных нефтях. Ниже приведены результаты определений потенциального содержания светлых нефтепрЬдуктов для пяти из них, состав которых по ИТК приведен в табл, 9.2. [c.213]

    Изучают физико-химические характеристики исходных нефтей, отгонов и остатков, полученных при разгонке нефтей получают физико-химические характеристики узких фракций и различных дистиллятов бензиновых, сырья для каталитического риформинга, керосиновых, дизельных, сырья для каталитического крекинга, остатков для вторичных процессов, масляных дистиллятов. Проводят определение суммарного потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти. Нефть подвергают карбамидной депарафинизации с целью -получения образцов жидкого парафина устанавливают выход и качество котельных топлив, битума, кокса и дистиллятов при коксовании определяют потенциальное содержание и основные свойства базовых дистиллятных и остаточных масел. Получив все эти данные, определяют шифр нефти по ТУ 38 01197—80. [c.211]

chem21.info

способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды - патент РФ 2504653

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками. Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения и определение газового фактора нефти с учетом растворенного газа. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды нефтяных скважин, включающий в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией. После достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости. Определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости. Производят открытие входного крана и вытеснение продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины. Производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором. Отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой. 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2504653

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа (или газового фактора) как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Известно, что для контроля за разработкой нефтяных месторождений применяются автоматизированные групповые замерные установки стационарного типа или передвижные замерные установки. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения [1]. 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.

Способ обладает недостатком, который 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.

В известной установке для определения дебита продукции скважины [2] 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.

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

Наиболее близкими по технической сущности к заявленному изобретению являются способ и устройство для измерения дебита нефти [3]. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива 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 измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости. Кроме того, способ не позволяет определять газовый фактор нефти.

Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения и определение газового фактора нефти с учетом растворенного газа.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснение продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

На фиг.1 представлена схема осуществления способа. В коллекторе 1, через который производится откачка продукции скважины, установлена разрывная задвижка 2. Перед задвижкой 2 в коллектор подведена приемная линия 3 замерной установки со входным краном 4. Линия 3 соединяет коллектор с калиброванной измерительной емкостью 5, в которой размещены датчики 6 и 7 межфазных уровней «газ-нефть» и «нефть-вода». Верхняя часть емкости через линию 8, выходной кран 9 и обратный клапан 10 соединена с коллектором 1 после задвижки 2. Нижняя часть емкости 5 также соединена с коллектором через кран 11, насос 12 и обратный клапан 10. Параллельно с линией 8 к верхней части емкости 5 подведена дополнительная линия 13 с краном 14, манометрами 15, 16, понижающим редуктором 17, поршневым компрессором 18 и обратным клапаном 19. Краны 4, 9, 11 и 14 управляются контроллером 20 по сигналам, подаваемым датчиками 6 и 7. В приемную 3 дозатором 21 дозируется деэмульгатор. Датчики уровней 6 и 7 выполнены из материалов, позволяющих им находится на межфазной поверхности. Материал датчика 7 выбирается промежуточной между нефтью и водой плотности.

На фиг.2 представлена рабочая характеристика поршневого компрессора, показывающая линейный характер и постоянство расхода газа при заданном перепаде давления на входе и выходе.

Способ осуществляется следующим образом.

После предыдущего замера и откачки жидкости насосом 12 из емкости 5 в коллектор 1 давление в емкости 5 будет соответствовать атмосферному значению.

Для новых измерений производится синхронное открытие кранов 4 и 9, а также закрытие крана 11. Под напором скважинного насоса (на фиг.1 не показан) продукция начнет поступать в емкость 5 через кран 4. Из-за давления в коллекторе газ в емкости 5 будет постепенно сжиматься, повышая давление в самой емкости. Одновременно с поступлением жидкости в емкости 5 начнется сепарация свободной газовой фазы и частичное выделение растворенного газа из поступающей нефти. При достижении давления в емкости 5 давления в коллекторе 1 часть газа будет из верхней части емкости вытесняться жидкостью в коллектор.

После того как уровень водонефтяной смеси в емкости 5 достигнет максимального значения датчик 6 подает сигнал в контроллер 20 на закрытие крана 4. После этого сепарация свободного газа и жидкости будет продолжаться и уровень раздела «газ-нефть» будет частично снижаться. После того как этот уровень стабилизируется и не будет изменяться во времени производится регистрация положения датчика 6 для последующего расчета дебита водонефтяной смеси по времени наполнения емкости и окончательному уровню раздела «газ-нефть».

Далее контроллер подает команду на открытие крана 4. Новая порция продукции скважины начнет поступать в емкость 5 под давлением коллектора и вытеснять ранее поступившую продукцию в коллектор через кран 9 и обратный клапан 10.

Вытеснение новой порцией продукции из емкости 5 производится за период, равный времени предыдущего заполнения емкости продукцией. По истечении этого периода производится закрытие кранов 4 и 9 и открытие крана 14 дополнительной линии 13. При этом включается компрессор 18 и начнется постепенная откачка газа из верхней части емкости 5 в коллектор через обратный клапан 19. Редуктор 17 настраивается таким образом, что давление после него остается строго атмосферным, что контролируется манометрами 15 и 16. Компрессор при этом с одной стороны выполняет функцию органа, принудительно закачивающего газ из емкости в коллектор 1. С другой стороны, компрессор одновременно выполняет функцию расходомера газа, имея ввиду его строгую рабочую характеристику (фиг.2).

Откачка газа компрессором продолжается до тех пор, пока давление в емкости 5 не достигнет атмосферного значения, при котором весь растворенный газ выйдет из нефти.

По достижению атмосферного давления в емкости производится закрытие крана 14, остановка компрессора 18 и дальнейшей контроль за положением межфазных уровней датчиками 6 и 7. После их стабилизации производится регистрация их положения, открытие крана 11 и опорожнение емкости 5 насосом 12 в коллектор 1.

После опорожнения кран 11 закрывается, а краны 4 и 9 открываются для следующих измерений.

Регистрация установившихся положений межфазных уровней датчиками 6 и 7 позволяет определить дебит воды по занятым ею объему и времени наполнения емкости.

Дебит газа определяется произведением подачи компрессора на время откачки газа до момента достижения давления в емкости атмосферного значения. К этому количеству добавляется объем газа, заполнившего верхнюю часть емкости 5 на момент достижения давлением атмосферного значения.

Газовый фактор нефти рассчитывается как отношение дебита газа (при атмосферном давлении) к дебиту нефти.

Технико-экономическим преимуществом заявленного способа является высокая точность измеряемых величин и возможность определения газового фактора с учетом растворенного газа.

Литература

1. Патент РФ № 2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г., Опубл. 20.06.97 г.

2. Патент РФ № 2133826. Установка для определения дебита продукции скважины. Заявл. 05.01.98 г., Опубл. 27.07.99 г.

3. Патент РФ № 2236584. Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г., Опубл. 20.09.2004 г.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды нефтяных скважин, включающий в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, отличающийся тем, что после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснения продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

www.freepatent.ru