Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ОТСЕПАРИРОВАННОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ) на установках предварительной сепарации газа из добываемой сероводородсодержащей нефти.

На нефтяных месторождениях основную часть растворенного в нефти газа отделяют в сепарационных емкостях дожимной насосной станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). После подготовки отделенный газ направляют при существующем избыточном давлении по газопроводу потребителю. Нефть с ДНС или УПСВ насосом направляют на установку подготовки нефти (УПН), а отделенную и подготовленную воду закачивают обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления и до извлечения нефти. Счетчики попутного нефтяного газа, установленные в ДНС, УПСВ и УПН, работают со значительной погрешностью из-за наличия конденсата в газе. Со временем конденсат накапливается в полостях счетного устройства, вследствие чего его показания становятся ошибочными.

В физико-химических анализах известны методы нахождения количества определенного вещества в воде и других флюидах с помощью индикаторов, реагирующих на искомое вещество (Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1975. - С.117-119). Использование известных положений не позволяет оценивать объемы отсепарированного ПНГ на объектах добычи и подготовки нефти.

Технической задачей по изобретению является разработка технологии измерения объема отсепарированного попутного нефтяного газа из продукции сероводородсодержащего нефтяного месторождения без применения счетчиков газа, имеющих невысокие технические характеристике по точности измерения. В качестве надежного индикатора единицы объема ПНГ мы предлагаем использовать природную составляющую пластовых флюидов многих месторождений - сероводород. В попутном нефтяном газе сероводородсодержащего нефтяного месторождения сероводород является ярко выраженной и относительно стабильной компонентой и по закону Дальтона в любом объеме ПНГ при любом давлении и температуре распределен равномерно. Это известное положение и отсутствие утечек в системе сбора "скважина - УПСВ" позволяют определить решение поставленной задачи в следующем виде - в способе определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа, включающем измерения концентрации индикатора во флюидах, определяют общую массу сероводорода (H₂S) в трубопроводной продукции, поступающей на газосепаратор, определяют массу H₂S в нефтяной и водной частях продукции, замеряют массовую концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе, а объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяют по формуле:

где: V_г - объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени;

M_общ - общая масса сероводорода в трубопроводной продукции до газосепаратора за единицу времени;

M_н - масса сероводорода в нефтяной части продукции за единицу времени

M_в - масса сероводорода в водной части продукции за единицу времени;

C - массовая концентрация сероводорода в ПНГ за единицу времени в мг/м³.

Реализацию способа рассмотрим на примере нефтяного месторождения со значительным содержанием сероводорода в добываемой продукции. С добывающих скважин месторождения продукция поступает по единому нефтепроводу на установку предварительного сброса воды, на котором газожидкостная смесь в различных сепараторах и отстойниках разделяется на ПНГ, нефть и пластовую воду. Попутный нефтяной газ после отстойника подается в газопровод и частично на факел. Счетчики марки СВГТ с датчиком ДРГ на этих линиях показывают нестабильную работу, особенно в зимнее время года, поэтому для подсчета суточных объемов ПНГ используем предложенный способ:

1. Общую массу H₂S за сутки в трубопроводной продукции месторождения находим путем умножения расхода жидкости по трубопроводу на массовую концентрацию сероводорода. Отбираемые на анализ пробы должны быть представительными, поэтому согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» до пробоотборного устройства внутри трубопровода должно находиться смешивающее устройство с тем, чтобы слои с различным содержанием нефти, газа и воды смешались и превратились в точке пробоотбора в гомогенный состав. В качестве смешивающего устройства может служить центробежный насос (п.2.13.1.4 ГОСТ 2517-85) относительно малой мощности, установленный на нефтепроводе до УПСВ. Данные по трубопроводу приведены в таблице, пункты 1; 4 и 8. Всего на УПСВ ежесуточно приходит с нефтяного месторождения 37,88 кг попутного сероводорода.

При отсутствии возможности установки на нефтепровод до УПСВ смешивающего устройства массу поступающего сероводорода можно подсчитать путем сложения поскважинных данных. Отбор представительных проб со скважин возможен по многим техническим решениям, в частности, с помощью штуцера на выкидной линии скважины, приведенный в описании изобретения к авторскому свидетельству №1810522 А1 (опубл. 23.04.1993, бюл. 15).

2. Определяем суточную массу H2S в отделенной нефти путем умножения объема отделенной нефти на массовую концентрацию сероводорода (п.2; 5 и 9 таблицы).

3. Определяем суточную массу H₂S в отделенной пластовой воде путем умножения объема воды на массовую концентрацию сероводорода (п.3; 6 и 10 таблицы).

4. Определяем массовую концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора (п.11 таблицы).

5. Находим по формуле 1 суточный объем отсепарированного попутного нефтяного газа:

V_г=(M_общ-M_н-M_в)/С=(37,88-21,35-2,54)кг/3036 мг/м³=4608 м³.

Аналогичные измерения и последующие расчеты можно проводить с необходимой периодичностью, например каждые два часа.

Технико-экономический эффект от использования способа заключается в повышении объективности учета объема ПНГ для осуществления геолого-технических мероприятий по проекту разработки месторождения.