СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА СВОБОДНОГО ГАЗА В НЕФТИ Российский патент 2003 года по МПК G01F1/74 G01N33/22 

Изобретение относится к способам, используемым при учете нефти для измерения объема свободного газа в ней, перекачиваемой по трубопроводам, с целью введения поправок в результаты измерений объема и массы.

Известен способ определения объема свободного газа в нефти с помощью прибора УОСГ-100 (устройство для определения свободного газа), используемого в нефтяной промышленности (Прибор УОСГ-100СКП. Паспорт 002.00.00.000ПС и Рекомендация ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений. МИ2575-2000) [1]. Способ заключается в следующем: прибор, представляющий собой винтовой пресс, состоящий из цилиндра и плунжера, входного и выходного клапанов, указателя перемещения плунжера (изменения объема цилиндра), устанавливают на трубопровод и вход соединяют с ним через клапан диаметром всего 20 мм, а выход прибора соединяют также с трубопроводом шлангом небольшого диаметра. Таким образом, к прибору подводят небольшую часть потока нефти. После заполнения цилиндра и установления движения нефти через прибор закрывают входной и выходной клапаны. Затем пробу нефти, заключенную в цилиндре, подвергают сжатию, внедряя в него плунжер, измеряя одновременно изменение объема пробы (величину сжатия ее) и давление. Измерение продолжают до полного растворения свободного газа в нефти. Объем свободного газа определяют, используя значения изменения объема пробы и давления.

Недостатком аналога является низкая достоверность результатов из-за несоответствия содержания свободного газа в отобранной пробе его содержанию в жидкости в трубопроводе, так как свободный газ, как показывают исследования, распределяется в жидкости неравномерно, может скапливаться в верхней части трубы, а в прибор УОСГ-100 подводится небольшая часть потока из одной точки трубопровода. Поэтому результаты измерения могут содержать большие систематические погрешности.

Наиболее близким к создаваемому изобретению по совокупности признаков (прототипом) является "Способ количественного определения свободного газа в сепарированной нефти" (SU 328385, G 01 N 33/22, 1972) [2]. Способ заключается в следующем. Весь поток нефти пропускают через термостатируемую камеру путем закрытия рабочей задвижки на трубопроводе. С помощью запорных устройств отсекают объем нефти в камере и сжимают ее изотермически (при постоянной температуре) поршнем, смонтированным в камере, до полного растворения газа с фиксированием объема и давления сжимаемой пробы. Таким образом, отбор пробы производят путем отсечки ее из потока нефти после сепаратора в камеру прибора (калиброванный участок), являющегося частью рабочего трубопровода. Объем свободного газа определяют или по графику зависимости объема от давления, или по формуле.

Недостатком прототипа является несоответствие условий измерения (давления, температуры, структуры потока и содержания газа) в камере при закрытой рабочей задвижке условиям, имеющим место при протекании потока в трубопроводе при открытой рабочей задвижке, т.к. длина канала движения нефти через камеру отличаются от размеров трубопровода, следовательно, результат измерения объема газа в нефти также будет отличаться от истинного значения его, которое имело место при движении потока по трубопроводу, т.е. будет содержать систематическую погрешность измерения. Кроме того, в формуле для определения объема свободного газа принято постоянным изменение объема жидкой фазы от давления, т.е. коэффициент сжимаемости, в то время как значение этого коэффициента непостоянно и зависит от состава жидкости (содержания воды, растворенного газа в ней, давления сепарации).

Задачей создания изобретения является повышение достоверности и точности измерения объема свободного газа, следовательно, повышение точности измерения объема и массы нефти.

Поставленная задача достигается тем, что по способу измерения объема свободного газа в нефти, включающем сжатие пробы, отсеченной из потока нефти в калиброванном участке с ранее определенным объемом, и определение объема свободного газа по измеренным значениям давления и сжатия пробы, согласно изобретению пробу отсекают непосредственно в участке трубопровода, по которому протекает нефть, с сохранением давления, температуры, структуры, состава нефти и объема газа, имеющих место в потоке, а сжатие пробы производят путем нагнетания в калиброванный участок нейтральной жидкости. В качестве нейтральной жидкости используют воду. В качестве нейтральной жидкости используют углеводородное сырье.

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена схема способа измерения объема свободного газа в нефти.

Способ определения объема свободного газа в нефти заключается в следующем.

В трубопроводе, по которому протекает нефть, двумя последовательно расположенными на некотором расстоянии друг от друга запорными кранами отсекают часть потока нефти, создавая калиброванный участок. Объем трубопровода, заключенный между кранами, определен заранее и соответствует заданному объему пробы. В отсеченной пробе нефти сохраняются все условия - давление, температура, структура, состав нефти и объем газа, которые имели место в потоке, протекавшем по трубопроводу. Через отверстие и клапан в стенке в трубопровод нагнетают дозированные измеренные объемы нейтральной жидкости, например воды, керосина и др., одновременно измеряют давление. При этом по мере повышения давления пузырьки газа и нефть сжимаются на величину введенного объема жидкости. По достижении давления насыщения газ полностью растворяется, пузырьки захлопываются, и в дальнейшем происходит сжатие нефти прямо пропорционально давлению.

После превышения давления насыщения (которое заранее известно) производят два-три измерения, повышая дальше давление, например, на 20-30%, чтобы определить коэффициент сжимаемости нефти, находящейся в камере. Объем свободного газа в нефти определяют или графически по кривой зависимости между сжатием пробы (изменением объема объемом, введенной нейтральной жидкости, данные понятия идентичны) и давлением, или аналитически по известной формуле (см.[1]).

где ΔV - сжатие пробы (уменьшение ее объема, объем введенной нейтральной жидкости);
β - коэффициент сжимаемости нефти, находящейся в калиброванном участке (определяется как отношение приращения сжатия нефти к приращению давления по результатам измерений после превышения давления насыщения);
V_к - объем калиброванного участка;
р - конечное значение давления;
p₀ - первоначальное давление в трубопроводе.

По схеме реализации способа трубопровод 1, по которому протекает нефть, имеет калиброванный участок 2, ограниченный запорными кранами 3, объем которого измерен с помощью эталонных мер объема. В стенке калиброванного участка 2 выполнено отверстие, закрытое клапаном 4, корпус которого соединен с устройством 5 для нагнетания и измерения объема нагнетаемой нейтральной жидкости, например, с винтовым прессом. Для проведения измерения закрытием кранов 3 отсекают пробу нефти в калиброванном участке 2. Затем нагнетают в калиброванный участок 2 через клапан 4 нейтральную жидкость, одновременно измеряя объем нагнетаемой жидкости и давление по манометру 6.

Изобретение найдет применение при автоматизированном учете нефти для измерения объема свободного газа в ней в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение предназначено для использования при автоматизированном учете объема и массы нефти, перекачиваемой по трубопроводу. В калиброванном участке, являющемся частью трубопровода, отсекают пробу нефти с сохранением давления, температуры, состава, структуры потока. Отсеченную пробу снимают путем нагнетания непосредственно в нее нейтральной жидкости (воды, керосина, дизельного топлива). По измеренным значениям давления и сжатия пробы определяют объем свободного газа. Изобретение обеспечивает повышение точности измерения. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ измерения объема свободного газа в нефти, включающий сжатие пробы, отсеченной из потока нефти в калиброванном участке с ранее определенным объемом, и определение объема свободного газа по измеренным значениям давления и сжатия пробы, отличающийся тем, что пробу отсекают непосредственно в участке трубопровода, по которому протекает нефть, с сохранением давления, температуры, структуры, состава нефти и объема газа, имеющих место в потоке, а сжатие пробы производят путем нагнетания в калиброванный участок нейтральной жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нейтральной жидкости используют воду. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве нейтральной жидкости используют углеводородное сырье.