Результат интеллектуальной деятельности: 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:

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

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

ρ_в - 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

Q_г - объем газа, м³;

Q_сн - 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

ρ_i - 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%.