Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках. Определение свободного газа в нефти


Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

 

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

В соответствии с ГОСТ Р 8.615 корректировку массы сырой нефти в измерительных установках на свободный и растворенный газ выполняют по результатам определения их количества по методикам измерений. В настоящее время применяются следующие методики измерений объемной доли свободного газа:

МИ 2575 «Нефть. Остаточное газосодержание»;

МИ 2730 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях»;

МИ 3015 «Содержание свободного газа в нефти компании «ТНК-ВР».

Методика измерений остаточного свободного газа, заложенная в приведенных документах, заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти, изотермическом сжатии ее до заданного давления, определении уменьшения объема пробы и последующей обработке полученных данных. Эти измерения базируются на приборе УОСГ-100СКП.

Для контроля остаточного растворенного газа в нефти применяется методика, приведенная в МИ 2575, которая базируется на приборе АЛП-01Д, а также методика по МИ 3035 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», где применяется прибор УОСГ-1РГ.

В приведенных методиках применяется один способ измерения, который заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти в герметичную камеру, создании в камере термодинамического равновесия системы «нефть - газ», последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных данных.

Рассмотренные методики измерений имеют следующие метрологические характеристики.

Диапазон измерения свободного газа в нефти от 0,1 до 10 об. доли, %.

Пределы основной абсолютной погрешности измерения свободного газа, об. доли, %, по диапазонам:

0,1…1,0 ±0,05
1,0…2,0 ±0,10
2,0…10,0 ±0,25

Диапазон измерения остаточного растворенного газа при использовании прибора АЛП-01ДП от 0,2 до 20 об. доли (м3/м3).

Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м3/м3).

Анализ применяемых в нефтяной промышленности методик измерений остаточного свободного и растворенного газа показывает следующие их недостатки.

1. Диапазон измерения растворенного газа весьма узкий, всего до 20 м3/м3, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м3/м3.

2. Измерения остаточного свободного и растворенного газа в нефти проводятся по единично отобранной пробе, что не может гарантировать достоверность результатов измерений, так как расход сырой нефти после сепаратора в общем случае носит случайный характер.

3. При измерении растворенного газа не учитывается объемная доля пластовой воды в сырой нефти, что приводит к большим дополнительным погрешностям.

4. В МИ 2575 погрешности методик измерения остаточного свободного и растворенного газа нормированы основными абсолютными погрешностями. В настоящее время методики измерений не нормируют основными погрешностями. Основными и дополнительными погрешностями нормируют погрешности средства измерений. Характеристики погрешности методик измерений, приведенных в МИ 2575, говорят о том, что их погрешность аттестована в нормальных условиях, а погрешности измерений в рабочих условиях измерений неизвестны.

5. При измерении растворенного газа в сырой нефти не учитывается возможное содержание свободного газа, что приводит к завышенным результатам измерения содержания растворенного газа.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ определения доли свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерных установках (патент РФ №2386811), заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти по формуле

где

- расчетное значение плотности сырой нефти без учета свободного газа, кг/м3;

- измеренное среднее значение плотности сырой нефти, кг/м3;

W - измеренное среднее значение обводненности сырой нефти, %.

где

ρн - плотность осушенной нефти, определяется в лаборатории, кг/м3;

ρв - плотность пластовой воды, определяется в лаборатории, кг/м3.

Рассматривая числитель формулы (1), видим, что плотность определена в лаборатории, где отсутствует растворенный газ в сырой нефти, а средняя плотность измерена в рабочих условиях, где в сырой нефти присутствует растворенный газ. Поэтому разность будет нести информацию как о свободном газе, так и о растворенном газе. Доля свободного газа зависит от величины (1-W), т.е. от обводненности сырой нефти. В действительности объемное содержание свободного газа определяется по формуле

где

Qг - объем газа, м3;

Qсн - объем сырой нефти, м3.

По формуле (3) содержание свободного газа не зависит от обводненности сырой нефти.

Таким образом, недостатками известного способа являются:

во-первых, неучет остаточного растворенного газа в нефти, что приводит к дополнительной погрешности,

во-вторых, определяется доля свободного газа фактически в нефти, а не в сырой нефти, что приводит также к дополнительной погрешности,

в-третьих, при реализации этого способа возникают большие затраты ручного труда при осушке сырой нефти и измерении плотности нефти и пластовой воды.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышения точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации на замерных установках.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды.

Требуемый технический результат достигается тем, что в способе определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающемся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении свободного и растворенного газа в сырой нефти, дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами , а массовую долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют

Определение массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти заключается в том, что в жидкостную линию сепаратора замерной установки устанавливается плотномер жидкости (возможно, использовать канал плотности массомера жидкости, применяемого в замерной установке). Последовательно с плотномером в жидкостной линии устанавливается автоматический пробоотборник с объемным дозатором единичных проб, например автоматический пробоотборник «Нафта - АПН» (изготовитель ПАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» г. Уфа).

Задают вторичным прибором автоматического пробоотборника необходимое число единичных проб с тем условием, чтобы за цикл сепарации сырой нефти отобрать представительную объединенную пробу сырой нефти из жидкостной линии сепаратора замерной установки.

Отбирают за определенное время автоматическим пробоотборником заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость, которая размещена на весах. В момент отбора каждой единичной пробы плотномером измеряют и фиксируют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора.

При отборе единичных проб сырой нефти с остаточным содержанием свободного и растворенного газа в открытой емкости идет интенсивное разгазирование объединенной пробы сырой нефти.

Взвешивают на весах собранную объединенную пробу в открытой емкости и определяют массу объединенной пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа.

По результатам измерений вычисляется следующее.

1. Среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти

где

ρi - измеренное значение плотности единичной пробы сырой нефти;

n - заданное число проб сырой нефти.

2. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти без остаточного свободного и растворенного газа

где

M - значение массы заданного числа проб сырой нефти, измеренное весами;

n - заданное число проб.

3. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти

где

V - заданное значение объема единичной пробы сырой нефти, отобранной автоматическим пробоотборником;

- среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти.

4. Массовая доля остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти

Определение в формулах 5 и 6 средних значений и позволяет значительно уменьшить случайную составляющую погрешности измерений. Исследования погрешности измерения объема единичных проб с применением автоматического пробоотборника «Нафта - АПН» показали, что при номинальном значении единичной пробы 2,210 см3 относительная погрешность не превышает ±0,25%.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при относительной погрешности измерения массы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа с применением весов ±0,1% и погрешности измерения плотности сырой нефти с применением плотномера ±0,5 кг/м3, получить относительную погрешность определения массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,5%.

Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти, отличающийся тем, что дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами , а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют

.

www.findpatent.ru

свободный нефтяной газ - это... Что такое свободный нефтяной газ?

Смесь углеводородных газов, выделившихся из сырой нефти в процессе ее добычи, транспортировки, подготовки и находящихся в свободном состоянии».

Раздел 4 дополнить абзацем (перед последним):

«СИКГ - система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа»;

исключить абзац:

«ПР - преобразователь расхода».

Пункт 5.1. Первый абзац изложить в новой редакции:

«Для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии [1]»;

четвертый абзац исключить

Пункт 5.2 дополнить абзацами:

«Разработку и аттестацию МВИ с применением ИУ обеспечивает завод-изготовитель в установленном порядке.

Измерения по отдельным скважинам могут выполняться индивидуальными или групповыми ИУ».

Пункт 5.3 изложить в новой редакции:

«5.3 Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного газа - в единицах объема, приведенного к нормальным условиям согласно 3.13».

Раздел 5 дополнить пунктом - 5.4:

«5.4 Результаты измерений массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа, выполненных методами прямых и косвенных измерений в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ, являются основанием для прямого учета на конкретном участке недр».

Пункт 6.1 изложить в новой редакции:

«6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

а) массы сырой нефти: ±2,5 %;

б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

до 70 % - ±6 %;

от 70 % до 95% - ±15 %;

свыше 95 % - предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке;

в) объема свободного нефтяного газа: ±5 %.

В случае изменения газового фактора по лицензионным участкам не более чем на 5 % за предыдущие 5 лет допускается определение объема свободного нефтяного газа по скважинам на основании данных периодических гидродинамических исследований».

Пункт 6.2 исключить.

Раздел 6 дополнить пунктом - 6.6:

«6.6 Измерения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа должны осуществляться в непрерывном или периодическом режимах».

Пункт 7.1. Исключить слова: «динамическими или»;

дополнить абзацем:

«Допускается количество добытой нефти по лицензионному участку определять как сумму результатов измерений, полученных с помощью СИ, ИУ, СИКНС по МВИ, утвержденной в установленном порядке».

Пункт 7.2 изложить в новой редакции:

«7.2 С помощью СИКНС выполняют измерения массы сырой нефти с последующим определением массы нетто сырой нефти».

Пункт 7.5.3. Исключить слова: «Требования к погрешности СИ, применяемых в составе СИКНС, приведены в приложении В».

Пункт 7.5.4. Исключить слово: «основной».

Пункт 7.5.5 изложить в новой редакции:

«7.5.5 Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти приведены в таблице 1.

Таблица 1

В процентах

Содержание воды в сырой нефти, объемная доля

Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС

От 0 до 5

±0,35

» 5 » 10

±0,4

» 10 » 20

±1,5

» 20 » 50

±2,5

» 50 » 70

±5,0

»70 » 85

±15,0

Примечание - При содержании воды в сырой нефти более 85 % погрешность нормируется по МВИ.

Пункт 7.7 исключить.

Пункт 8.4, подпункты 8.4.1 - 8.4.2.4 исключить.

Подпункт 8.6.1 исключить.

Подпункт 8.6.2. Исключить слова: «при температуре большей, чем в градуированном резервуаре, с помощью которого осуществляют прием-передачу».

Пункт 8.7 изложить в новой редакции:

«8.7 Отбор проб сырой нефти выполняют по ГОСТ 2517 и аттестованной методике пробоотбора».

Подпункты 8.7.1 - 8.7.4 исключить.

Раздел 8 дополнить пунктом - 8.9:

«8.9 Результаты вычислений массы нетто сырой нефти, полученные в соответствии с аттестованными МВИ с использованием СИКНС, могут являться информацией о количестве добытой обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти для прямого учета нефти по лицензионным участкам и месторождениям. По результатам определения массы нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной формируются отчетные данные о количестве добытой нефти по лицензионным участкам и месторождениям».

Пункт 9.1. Заменить слово и ссылку: «сепарированный» на «свободный», ГОСТ 8.563.2 на ГОСТ 8.586.5.

Пункт 9.2. Заменить слова: «нефтяного газа» на «свободного нефтяного газа.

Пункт 9.3 изложить в новой редакции:

«9.3 Количество свободного нефтяного газа, извлекаемого изнедр по лицензионному участку,  определяют по сумме измерений по всем газовым линиям, имеющимся на данном лицензионном участке (включая факельные линии).

При применении газлифтного способа добычи нефти осуществляют измерения количества закачанного газа.

Методику расчета погрешности измерений количества свободного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям согласно 3.13, включают в МВИ.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа не должны превышать ±5 %».

Пункты 9.4, 9.5 исключить.

Пункты 9.7, 9.8. Заменить слова, «системы учета нефтяного газа» на «системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа».

Приложение А. Пункт 8.1. Заменить Слово: «цикличный» на «периодический»,

пункт 8.4. Исключить слова: «основной» (2 раза), «брутто»;

пункт 8.15. Заменить слова: «нефтяного газа» на «свободного нефтяного газа»,

дополнить пунктом - 8.23:

«8.23 Содержание хлористых солей в сырой нефти, массовая доля, % ______ ».

Приложение Б. Пункт 4.1. Исключить слово: «брутто»;

пункты 4.6, 4.7, 4.9. Заменить единицу величины т/м3;на кг/м3;

дополнить пунктом - 4.16:

«4.16 Содержание хлористый солей в сырой нефти, массовая доля, % ________ ».

Приложения В - Д исключить

Библиография. Позиции [4] - [10] исключить,

(ИУС № 11 2008г)

normative_reference_dictionary.academic.ru

Устройство для определения содержания свободного газа в сепарированной нефти

 

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ, содержащее горизонтальный цилиндрический корпус, плунжер с лимбом и шкалой, манометр, установленные напротив друг друга на торцах корпуса, запорные вентили высокого давления и штуцеры ввода и вывода нефти,о т л ичающееся тем, что, с целью повьпиения точности и улучшения процесса определения, оно снабжено цилиндрической обечайкой с торцовыми крьгапсами, установленной по оси корпуса, а торцовые крьш1ки расположены напротив штуцеров и снабжены выступами и продольными пазами.

00IO3 СОВЕТСКИХ

COUW

РЕСПУБЛИК .

„SU„„638138

З(д) G 01 N 33/22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТБУ (21) 2108080/23-26 (22) 25.02.75 (46) 15. 06. 84. Бюл. N 22 (72) В.Е. Губин, Л.А. Пелевин, Н.Н. Репин и Б.А. Баринов (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов "ВНИИСПТнефть" (53) 622.5 (088.8) (56) 1. Байков Е.Б. и др. Определение содержания свободного газа в нефти после сепаратора, НТС "Нефтяное хозяйство", 1971, Ф 9.

2. Авторское свидетельство СССР

У 328385, кл. G 01 N 33/32, 1972. (54) (57) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В СЕПАРНР0ВАНН0А НЕФТИ, содержащее горизонтальный цилиндрический корпус, плунжер с лимбом и шкалой, манометр, установленные напротив друг друга на торцах корпуса, запорные вентили высокого давления и штуцеры ввода и вывода нефти,о т л ич а ю щ е е с я тем, что, с целью повышения точчости и улучшения процесса определения, оно снабжено цилиндрической обечайкой с торцовыми крышками, установленной по оси корпуса, а торцовые крышки расположены напротив штуцеров и снабжены ® выступами и продольными пазами.

8 2 крышками 8, снабженными выступами и продольными пазами, вентили 9 высбкого давления с плавающими конусными клапанами 10, снабженными резиновыми уплотнительными кольцами

11,и патрубки входа 12 и выхода нефти 13.

Устройство работает следующим образом.

В исходном состоянии плунжер 3 находится в крайнем левом положении и нефть, подлежащая анализу на наличие свободного газа, проходит через входной патрубок 12, обечайку 7 с торцовыми крышками 8 и выходной патрубок 13. При установившемся режиме осуществляется отсечка пробы нефти, находящейся в обечайке 7 путем поворота последней с помощью рукоятки

6, при этом торцовые крышки поворачиваются пазами к входному 12 и выходному 13 патрубкам, обеспечивая одновременное и мгновенное перекрытие входа нефти и переключение потока на кольцевой зазор между обечайкой и корпусом, а конусными отверстиями к клапанам 10 вентилей 9 высокого давления. Прохождение потока по кольцевому зазору обеспечивает поддержание в отсеченной пробе постоянной температуры, равной температуре потока.

После отсечки пробы производится

"эапирание" ее с помощью вентилей 9 высокого давления и сжатие путем внедрения плунжера 3.

В процессе сжатия фиксируются значения давления по манометру 2, а изменение объема пробы по линейной шкале 4 и лимбу 5. Затем аналитически или по номограмме определяется содержание свободного газа в пробе нефти.

Устройство успешно прошло ведомственные испытания. При этом выявлена его надежность в работе, высокая точность измерения, компактность и простота в обслуживании.

Оно рекомендовано к серийному выпуску.

4 63813

Изобретение относится к технике измерений и может быть применено для определения содержания свободного газа в сепарированной нефти.

Известно устройство, состоящее из корпуса, камеры сжатия, плунжера со шкалой, манометра, запорно-отсекающих и переключающих кранов и штуцеров ввода и вывода нефти, и работающие на принципе сжатия пробы до 1О полного растворения газа Г 1 3.

Известно также устройство для определения содержания свободного газа в сепарированной нефти, содержащее горизонтальный цилиндрический корпус,15 плунжер с лимбом и шкалой, манометр, установленные напротив друг друга на торцах корпуса, запорные вентили высокого давления и штуцеры ввода и вывода нефти Г 2 1.

Известные устройства не обеспечивают достоверность и достаточную точность определений содержания свободного газа в сепарированной нефти, так как при отсечке пробы запорно- 25, отсекающими кранами не связанными между собой мгновенного и одновремен.ного перекрытия входа и выхода нефти не происходит, а переключение потока на теплообменную рубашку,производимое переключающими кранами не связанными между собой и с запорно-отсекающими кранами, происходит не одновременно с моментом отсечки пробы.

С целью повышения точности и улучшения процесса определения, устройство снабжено цилиндрической обечайкой с торцевыми крышками,установленной по оси корпуса, а торце- 4О вые крышки расположены напротив штуцеров и снабжены выступами и продольными пазами.

На чертеже изображено предлагаемое устройство, продольный разрез. 4

Устройство включает в себя цилиндрический корпус 1, манометр 2, плунжер 3, линейную шкалу 4, лимб 5, рукоятку,б, обечайку 7 с торцовыми

638138

Техред Т.Дубинчак

Корректор А. Ференц

Редактор С. Титова

Тираж 823 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 3981/2

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная,4

   

www.findpatent.ru

Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

В соответствии с ГОСТ Р 8.615 корректировку массы сырой нефти в измерительных установках на свободный и растворенный газ выполняют по результатам определения их количества по методикам измерений. В настоящее время применяются следующие методики измерений объемной доли свободного газа:

МИ 2575 «Нефть. Остаточное газосодержание»;

МИ 2730 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях»;

МИ 3015 «Содержание свободного газа в нефти компании «ТНК-ВР».

Методика измерений остаточного свободного газа, заложенная в приведенных документах, заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти, изотермическом сжатии ее до заданного давления, определении уменьшения объема пробы и последующей обработке полученных данных. Эти измерения базируются на приборе УОСГ-100СКП.

Для контроля остаточного растворенного газа в нефти применяется методика, приведенная в МИ 2575, которая базируется на приборе АЛП-01Д, а также методика по МИ 3035 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», где применяется прибор УОСГ-1РГ.

В приведенных методиках применяется один способ измерения, который заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти в герметичную камеру, создании в камере термодинамического равновесия системы «нефть - газ», последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных данных.

Рассмотренные методики измерений имеют следующие метрологические характеристики.

Диапазон измерения свободного газа в нефти от 0,1 до 10 об. доли, %.

Пределы основной абсолютной погрешности измерения свободного газа, об. доли, %, по диапазонам:

0,1…1,0 ±0,05
1,0…2,0 ±0,10
2,0…10,0 ±0,25

Диапазон измерения остаточного растворенного газа при использовании прибора АЛП-01ДП от 0,2 до 20 об. доли (м3/м3).

Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м3/м3).

Анализ применяемых в нефтяной промышленности методик измерений остаточного свободного и растворенного газа показывает следующие их недостатки.

1. Диапазон измерения растворенного газа весьма узкий, всего до 20 м3/м3, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м3/м3.

2. Измерения остаточного свободного и растворенного газа в нефти проводятся по единично отобранной пробе, что не может гарантировать достоверность результатов измерений, так как расход сырой нефти после сепаратора в общем случае носит случайный характер.

3. При измерении растворенного газа не учитывается объемная доля пластовой воды в сырой нефти, что приводит к большим дополнительным погрешностям.

4. В МИ 2575 погрешности методик измерения остаточного свободного и растворенного газа нормированы основными абсолютными погрешностями. В настоящее время методики измерений не нормируют основными погрешностями. Основными и дополнительными погрешностями нормируют погрешности средства измерений. Характеристики погрешности методик измерений, приведенных в МИ 2575, говорят о том, что их погрешность аттестована в нормальных условиях, а погрешности измерений в рабочих условиях измерений неизвестны.

5. При измерении растворенного газа в сырой нефти не учитывается возможное содержание свободного газа, что приводит к завышенным результатам измерения содержания растворенного газа.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ определения доли свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерных установках (патент РФ №2386811), заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти по формуле

где

- расчетное значение плотности сырой нефти без учета свободного газа, кг/м3;

- измеренное среднее значение плотности сырой нефти, кг/м3;

W - измеренное среднее значение обводненности сырой нефти, %.

где

ρн - плотность осушенной нефти, определяется в лаборатории, кг/м3;

ρв - плотность пластовой воды, определяется в лаборатории, кг/м3.

Рассматривая числитель формулы (1), видим, что плотность определена в лаборатории, где отсутствует растворенный газ в сырой нефти, а средняя плотность измерена в рабочих условиях, где в сырой нефти присутствует растворенный газ. Поэтому разность будет нести информацию как о свободном газе, так и о растворенном газе. Доля свободного газа зависит от величины (1-W), т.е. от обводненности сырой нефти. В действительности объемное содержание свободного газа определяется по формуле

где

Qг - объем газа, м3;

Qсн - объем сырой нефти, м3.

По формуле (3) содержание свободного газа не зависит от обводненности сырой нефти.

Таким образом, недостатками известного способа являются:

во-первых, неучет остаточного растворенного газа в нефти, что приводит к дополнительной погрешности,

во-вторых, определяется доля свободного газа фактически в нефти, а не в сырой нефти, что приводит также к дополнительной погрешности,

в-третьих, при реализации этого способа возникают большие затраты ручного труда при осушке сырой нефти и измерении плотности нефти и пластовой воды.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышения точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации на замерных установках.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды.

Требуемый технический результат достигается тем, что в способе определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающемся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении свободного и растворенного газа в сырой нефти, дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами , а массовую долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют

Определение массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти заключается в том, что в жидкостную линию сепаратора замерной установки устанавливается плотномер жидкости (возможно, использовать канал плотности массомера жидкости, применяемого в замерной установке). Последовательно с плотномером в жидкостной линии устанавливается автоматический пробоотборник с объемным дозатором единичных проб, например автоматический пробоотборник «Нафта - АПН» (изготовитель ПАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» г. Уфа).

Задают вторичным прибором автоматического пробоотборника необходимое число единичных проб с тем условием, чтобы за цикл сепарации сырой нефти отобрать представительную объединенную пробу сырой нефти из жидкостной линии сепаратора замерной установки.

Отбирают за определенное время автоматическим пробоотборником заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость, которая размещена на весах. В момент отбора каждой единичной пробы плотномером измеряют и фиксируют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора.

При отборе единичных проб сырой нефти с остаточным содержанием свободного и растворенного газа в открытой емкости идет интенсивное разгазирование объединенной пробы сырой нефти.

Взвешивают на весах собранную объединенную пробу в открытой емкости и определяют массу объединенной пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа.

По результатам измерений вычисляется следующее.

1. Среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти

где

ρi - измеренное значение плотности единичной пробы сырой нефти;

n - заданное число проб сырой нефти.

2. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти без остаточного свободного и растворенного газа

где

M - значение массы заданного числа проб сырой нефти, измеренное весами;

n - заданное число проб.

3. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти

где

V - заданное значение объема единичной пробы сырой нефти, отобранной автоматическим пробоотборником;

- среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти.

4. Массовая доля остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти

Определение в формулах 5 и 6 средних значений и позволяет значительно уменьшить случайную составляющую погрешности измерений. Исследования погрешности измерения объема единичных проб с применением автоматического пробоотборника «Нафта - АПН» показали, что при номинальном значении единичной пробы 2,210 см3 относительная погрешность не превышает ±0,25%.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при относительной погрешности измерения массы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа с применением весов ±0,1% и погрешности измерения плотности сырой нефти с применением плотномера ±0,5 кг/м3, получить относительную погрешность определения массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,5%.

edrid.ru

Автоматический измеритель содержания свободного газа в нефти

 

Использование: изобретение может быть использовано для оценки качества сепарации и определения поправочных коэффициентов в показания объемных счетчиков на наличие в нефти свободного газа. Сущность изобретения: измеритель снабжен преобразователем давления и хода плунжера, выходы которых соединены с микропроцессором, а плунжер и запорные клапаны снабжены приводом, который также соединен с микропроцессором, микропроцессор выполнен с выводом цифровой индикации, а средство для измерения хода плунжера выполнено в виде датчика хода плунжера. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области техники измерений, используемой при исследовании эффективности функционирования газонефтяных сепараторов и определении поправочных коэффициентов в показания объемных счетчиков на наличие в нефти свободного газа.

Известно устройство для определения содержания свободного газа в потоке нефти, состоящее из датчика, электрического блока, регистратора и сигнализатора. В нижней части трубчатого корпуса датчика со сквозным окном установлен металлический отражатель ультразвуковых колебаний, а в верхней герметично завальцована заглушка, сквозь которую пьезоэлемент излучает и принимает ультразвуковые колебания. В качестве демпфера применена пружина. Основным недостатком таких устройств, базирующихся на использовании ультразвуковых колебаний, является зависимость величины получаемого сигнала не только от объема свободного газа, но его дисперсности. Поэтому они применяются обычно как индикаторы. Известно устройство для измерения концентрации свободного газа в потоке товарной нефти радиоизотопный плотномер, в котором связь между скоростью счета импульсов на выходе блока детектирования и плотностью контролируемой среды, просвечиваемой узким пучком гамма-излучения, выражается экспоненциальной зависимостью. Главным недостатком этих приборов является влияние изменения физических свойств нефти и гидродинамических параметров потока на величину конечного сигнала. Необходимость же внесения коррекций, исключающих влияние неинформативных параметров на результаты измерений делает проблематичным использование таких приборов для высокоточных измерений, которые необходимы при ведении товарокоммерческих операций. Известно также устройство, в котором использован двухканальный вибрационный плотномер, где один канал (вибрационная трубка) применяется в качестве рабочего, а второй в качестве эталонного, пропуская через него эталонную, предварительно освобожденную от газа, жидкость, которая имеет одинаковую плотность с анализируемой. Его недостаток неоднозначность интерпретации получаемого сигнала. Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является устройство для определения содержания свободного газа в сепарированной нефти, включающее цилиндрический корпус с пробоотборной камерой, манометрический датчик давления, узел пресса с плунжером и измерителем хода, запорные клапана, а между датчиком давления и пробоотборной камерой установлен эластичный разделитель (а.с. СССР N 638138, кл. G 01 N 33/22, 1984). Недостаток этого устройства необходимость постоянного присутствия оператора при производстве измерений, что делает его практически непригодным к использованию в целях получения постоянной информации о содержании свободного газа в нефти. Цель изобретения повышение эффективности работы устройства путем снижения трудозатрат, увеличения точности, достоверности и оперативности измерений. Поставленная задача достигается тем, что измеритель снабжается преобразователями давления и хода плунжера, выходы которых соединяются с микропроцессором, а плунжер и запорные клапаны снабжаются приводом, который также соединяется с микропроцессором, причем микропроцессор выполнен цифровой индикации, а средство измерения хода плунжера выполнено в виде датчика хода плунжера. На фиг. 1 приведена принципиальная схема автоматического измерителя содержания свободного газа в нефти. Автоматический измеритель состоит из нескольких функциональных узлов и блоков. Пробоотборник предназначен для отбора пробы жидкости и состоит из пробоотборной камеры 1, корпуса, служащего термостатирующей рубашкой 2, клапанов входного 4 и выходного 5. Разделительная камера включает в себя корпус 6, мембрану 7 и служит для отделения полости пробоотборной камеры 1 от полости гидравлического цилиндра 8. Блок привода состоит из электродвигателя 9, насоса 10, фильтра 11, системы переключения потоков 12, емкости 13, перепускного клапана 14 и гидроцилиндров 8, 15, 16, 17. С помощью гидропривода производится закрытие - открытие клапанов 4, 5 и сжатие отобранной пробы. Датчик давления 18 служит для измерения давления в пробоотборной камере, а датчик хода 19 для измерения величины перемещения спаренного поршня гидроцилиндра 8, 17. Микропроцессор 20, в соответствии с программой, обеспечивает работу отдельных узлов и измерителя в целом, производит обработку получаемой с датчиков информации и дает цифровую информацию о результатах измерений. Измеритель работает следующим образом. При монтаже измеритель входными и выходными штуцерами подсоединяются байпасом к трубопроводу до и после секущей задвижки. В исходном состоянии клапаны 4, 5 открыты, мембрана 7 находится в крайнем верхнем положении, насос 10 гидропривода работает через перепускной клапан 14, рабочая среда движется по пробоотборной камере 1. Поршни гидроцилиндров 15, 16, 17 находятся соответственно в левом, в правом и нижнем положениях. При поступлении с микропроцессора 20 команды "измерение" поршни гидроцилиндров 8, 17 отводятся в крайнее нижнее положение, при этом, за счет изменения положения мембраны 7, полость разделительной камеры заполняется жидкостью, движущейся по пробоотборной камере 1. После этого датчик давления 18 фиксирует исходное давление, а датчик хода 19 положение спаренного поршня в гидроцилиндрах 8, 17, полученная информация поступает на микропроцессор 20. Затем путем подачи рабочей жидкости в гидроцилиндры 15, 16 производится закрытие запорных клапанов 4, 5. В результате закрытия клапанов происходит переключение потока исследуемой жидкости с пробоотборной камеры 1 на полость корпуса 2, что обеспечивает поддержание постоянной температуры на весь период измерения. Далее производится сжатие отобранной пробы путем подачи рабочей жидкости в нижнюю полость гидроцилиндра 17 и перемещение за счет этого спаренного поршня вверх. После некоторого промежутка времени датчик давления 18 фиксирует давление, а датчик хода 19 положение спаренного поршня в гидроцилиндрах 8, 17, полученная информация поступает на микропроцессор 20. В последнем, в соответствии с имеющейся программой, получаемая информация обрабатывается и производится индикация на табло содержания свободного газа в нефти. После выполнения измерения возврат устройства в исходное положение производится в обратной последовательности. Использование предполагаемого изобретения позволяет за счет однозначной интерпретации получаемого сигнала получать точную и достоверную информацию о содержании свободного газа в нефти с цифровой его индикацией и запоминанием на микропроцессоре.

Формула изобретения

1. Автоматический измеритель содержания свободного газа в нефти, содержащий корпус, датчик давления, средство для измерения хода плунжера, запорные клапаны, пробоотборную камеру с плунжером, входной и выходной штуцеры, отличающийся тем, что он дополнительно содержит преобразователи давления и хода плунжера, выходы которых соединены с микропроцессором, причем плунжер и запорные клапаны снабжены приводом, соединенным с микропроцессором, микропроцессор выполнен с выводом цифровой индикации, средство для измерения хода плунжера выполнено в виде датчика хода плунжера. 2. Автоматический измеритель по п. 1, отличающийся тем, что привод выполнен гидравлическим.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Об утверждении Порядка определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти, Приказ Минэнерго России от 15 августа 2014 года №530

Об утверждении Порядка определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти

В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 16 мая 2014 года N 451 "Об утверждении Правил учета нефти" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 21, ст.2704)

приказываю:Утвердить прилагаемый Порядок определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти.

Врио МинистраА.Текслер

Зарегистрированов Министерстве юстицииРоссийской Федерации15 октября 2014 года,регистрационный N 34336

Порядок определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти

1. Коэффициент, учитывающий наличие свободного газа в нефти i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода (), и коэффициент, учитывающий наличие растворенного газа в нефти i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода (), определяются по результатам исследований на основании статистических и экспериментальных данных.При отсутствии статистических и экспериментальных данных коэффициенты, учитывающие наличие свободного и растворенного газа в нефти (, ), определяются одним из расчетных методов, указанных в пункте 2 настоящего Порядка.

2. Определение коэффициента, учитывающего наличие растворенного газа в нефти.

2.1. Расчет, основанный на вычислении относительной плотности растворенного газа.Коэффициент () определяется в общем виде по формуле, при необходимости с поправкой, учитывающей содержание воды:

,

где: - содержание растворенного газа, приведенного к стандартным условиям (давление - 101325 Па, температура - +20°C), в единице объема нефтегазоводяной смеси в условиях измерений, куб.м/куб.м; - относительная плотность растворенного газа, определяется по формуле:

,

где: = 1,293 кг/куб.м - плотность воздуха при стандартных условиях (давление - 101325 Па, температура - +20°C), кг/куб.м; - плотность газа при стандартных условиях (давление - 101325 Па, температура - +20°C) кг/куб.м.

2.2. Расчет, основанный на вычислении кажущейся плотности растворенного газа.Коэффициент () определяют по формуле:

,

где: - содержание растворенного газа, приведенного к стандартным условиям (давление - 101325 Па, температура - +20°C) в единице объема нефтегазоводяной смеси в условиях измерения, куб.м/куб.м; - плотность попутного нефтяного газа в стандартных условиях (давление - 101325 Па, температура - +20°C), кг/куб.м; - кажущаяся плотность попутного растворенного газа (плотность, которую имеет газ в растворенном в нефти состоянии), кг/куб.м, определяемая по формуле:

,

где: - плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях (давление - 101325 Па, температура - +20°C), кг/куб.м.

2.3. Расчет по графикам зависимостей.Коэффициент () принимают по графику в зависимости от плотности нефти и давления P в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

3. Определение коэффициента, учитывающего наличие свободного газа в нефти.Коэффициент определяется в общем виде по формуле, при необходимости с поправкой, учитывающей содержание воды:где: - объемная доля свободного газа в нефтегазоводяной смеси, %.

Приложение к Порядку

Электронный текст документаподготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:Российская газета, N 244, 24.10.2014

docs.cntd.ru

Содержание - свободный газ - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Содержание - свободный газ

Cтраница 1

Содержание свободного газа в откачиваемой жидкости на глубине подвески насоса должно быть сокращено до минимума.  [1]

Изменение содержания свободного газа в воде, его вариации по составу и фазе обусловливают изменения в гидрохимических свойствах природных вод. Так, вследствие очень высокой растворимости углекислого газа такие факторы, как изменение минерализации, и даже относительно невысокий температурный перепад, по-видимому, повлияют на его переход в свободную фазу. Причем вследствие малых значений коэффициента диффузии всех газов в воде их обмен с атмосферой путем молекулярной диффузии, даже при наличии турбулентной конвекции на один-два порядка ниже, чем обмен через свободный газ, из-за большой скорости движения газовых пузырьков. По-видимому, при наличии микро - и макропузырьков газа их свободные границы служат источником концентрации и инициирования перехода углекислого газа в газовую фазу. По крайней мере вследствие большого числа газовых пузырьков активная поверхность межфазных границ в водных средах увеличивается на несколько порядков. Вариации углекислого газа в водной среде обусловливают и изменение таких важнейших характеристик, как рН, выделение и растворение твердой фазы.  [2]

Для оценки содержания свободного газа в нефти делают следующие допущения: плотность нефти р постоянна и не зависит от выделения газа; полное раз-газирование происходит скачком, как только давление опускается до уровня насыщения рнас - Считается также, что давление на забое всегда больше давления насыщения: pl Рнас - Таким образом, в скважине имеется точка, ниже которой движется однофазный поток нефти, а выше - газированная жидкость. При переходе нефти через уровень рнас из нее выделяется газ с расходом G.  [4]

Непосредственное измерение содержания свободного газа в потоке основано на применении специальных преобразователей. Один из них - газконт - описывается ниже. Определения концентрации фаз трехфазного потока и определение расхода каждой компоненты основано на использовании двух систем уравнений.  [5]

Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос ( по техническим условиям) от 5 до 25 %, в зависимости от типа насоса, и при увеличении количества газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонколисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса, т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но чаще всего происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса и наработки последнего на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя насоса из-за плохого охлаждения за счет отсутствия потока жидкости.  [6]

Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос ( по техническим условиям) от 5 до 25 % в зависимости от типоразмера насоса. При увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса, т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси.  [7]

Степень наполнения насоса жидкостью зависит от содержания свободного газа в ней.  [8]

Глубина погружения насоса под уровень обуславливается содержанием свободного газа в нефти.  [9]

При: добыче нефти с болышш содержанием свободного газа или песка на приеме насоса устанавливаются газовые или песочные якори - защитные приси особлепня, в которых происходит отделение газа или песка в результате изменения направления и скорости во-тока жидкости.  [10]

Глубина погружения насоса под уровень обусловливается содержанием свободного газа в нефти.  [11]

Итак, при эксплоатации пласта с содержанием свободного газа давление на фонтанную арматуру может быть близким к пластовому.  [12]

Глубина погружения насоса под уровень обуславливается содержанием свободного газа в нефти.  [13]

Пневматические приборы ВГ-2 и ПГР-1 для определения содержания свободного газа и показателя фильтрации буровых растворов используют соответственно в стационарных условиях и в комплекте лаборанта. В этих приборах пробу раствора сжимает газ, поступающий под постоянным давлением из баллона с редуктором.  [14]

Глубина погружения насоса под уровень жидкости зависит от содержания свободного газа в нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru