СПОСОБ РАЗДЕЛЬНОГО ИЗМЕРЕНИЯ МАССОВЫХ ДОЛЕЙ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА В ПРОДУКЦИИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2015 года по МПК G01N21/35 E21B47/00 

Описание патента на изобретение RU2565356C1

Изобретение относится к области исследования методами ИК-спектрометрии состава и свойств продукции нефтяных и газокондесатных скважин в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Оперативная информация о закономерностях изменения состава и свойств продукции скважин используется для корректировки проектов разработки нефтегазоконденсатных залежей и режимов эксплуатации добывающих скважин.

Раздельное измерение массовых долей нефти и конденсата газового стабильного необходимо также для составления отчетного баланса запасов по нефтегазоконденсатным месторождениям в соответствии с формой государственного статистического наблюдения №6-гр (нефть, газ, компоненты).

Известен способ раздельного учета добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей рефрактометрическим методом [1], включающим измерение показателя преломления смеси и определение содержания нефти по градуировочному графику зависимости показателя преломления от доли нефти в смеси. При этом градуировочный график строят на бумаге по методу наименьших квадратов после измерения показателя преломления градуировочных растворов нефти в газовом конденсате,

Основные недостатки рефрактометрического способа:

- отсутствие современной компьютерной автоматизации всего процесса измерения;

- существенные ошибки измерений содержания нефти в конденсате в случаях его высокой удельной плотности;

- способ не позволяет проводить достоверные измерения в продукции нефтяных скважин при небольших концентрациях газового конденсата [2].

Известен также способ определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины, основанный на фотометрических измерениях продукции газоконденсатных скважин с помощью фотоколориметра КФК-3 [3]. Этот способ включает построение градуировочной зависимости оптической плотности от концентрации нефти в растворителе - н-гексане, используемом также для холостой пробы, измерение оптической плотности исследуемой пробы и определение содержания концентрации нефти в соответствии с градуировкой, причем измерение оптической плотности осуществляют в ультрафиолетовом диапазоне на двух длинах волн (λ=365 нм и 390 нм).

К недостаткам этого способа относятся недостаточная чувствительность и ограниченный диапазон измеряемых концентраций (не более 10%), в связи с чем пробы необходимо разводить, что увеличивает погрешность измерения и требует проведения работ по подготовке пробы. Кроме того, этот способ не позволяет с необходимой для производства точностью измерять содержание газового конденсата в продукции нефтяных скважин.

Из известных способов определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины наиболее близким к предлагаемому является способ [4], основанный на измерении содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины по оптической плотности исследуемого раствора, которую определяют инфракрасным спектрометром типа ИКАР-3, строят градуировочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде “чистого газоконденсата” или алкана, используемого в качестве холостой пробы при градуировке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по оптической плотности, а перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектров проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы, а измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы. Основные недостатки указанного способа:

- параметры градуировки необходимо вводить при каждом включении прибора;

- требуется время для визуального определения длины волны, соответствующей максимальному значению сигнала исследуемой пробы, для чего весь файл измеренных данных необходимо выводить на экран монитора;

- в способе не заявлялась возможность измерения конденсата газового стабильного в продукции нефтяных скважин.

Основной задачей заявляемого изобретения и требуемым техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является создание способа измерения массовой доли нефти и конденсата газового стабильного в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, обеспечивающего практически полную автоматизацию измерений, повышение их точности и оперативности получения результатов анализа.

Поставленная задача и требуемый технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе определение массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатных смесях осуществляется методом PLS автоматически по измеренному на ИК Фурье-спектрометре спектру интегральной оптической плотности исследуемой пробы в соответствии с предварительно построенной калибровочной моделью, созданной по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов. Все измерения исследуемых и калибровочных растворов (стандартов) проводят в кюветах толщиной 0,5-2,5 мм.

Таким образом способ измерения массовой доли нефти и конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин устанавливает процедуру измерений массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатной смеси методом PLS с помощью ИК Фурье-спектрометра высокого разрешения. Диапазон измеряемых концентраций нефти и конденсата от 0,1 до 100%.

В дальнейшем сущность способа поясняется описанием примера его выполнения, иллюстрирующими рисунками и таблицей.

На рисунке 1 представлен общий вид спектров пропускания калибровочных растворов (стандартов), измеренных в диапазоне 4000 см-1-500 см-1 на РЖ Фурье - спектрометре высокого разрешения в кюветах толщиной 2,4 мм.

Градуировочные растворы готовят, используя бесцветный газоконденсат первой ступени сепаратора и нефть с максимальной удельной плотностью исследуемого куста скважин или нефть скважины, о которой известно, что в ее продукции нет конденсата. Очевидно, что для проведения градуировки должны использоваться нефть и стабильный газоконденсат того же горизонта (залежи), к которому относится и продукция исследуемой скважины. Представленные материалы основаны на материалах исследования продукции из неокомских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

На рисунке 1 хорошо видно, что имеется три участка с достаточно высоким пропусканием, на которых можно проводить измерения.

На рисунках 2-4 эти участки показаны более детально.

Программное обеспечение современных ИК Фурье-спектрометров высокого разрешения позволяет проводить измерения и, соответственно, градуировки различными методами. Калибровки и измерение методом PLS позволяют получить хорошие результаты измерений при ограниченном наборе стандартных смесей.

Так как промышленных стандартных смесей нефти в газовом конденсате (стандартных образцов предприятия) не существует, то в соответствии с разработанной методикой регламентируется процедура приготовления аттестованных смесей нефти в газовом конденсате, которые затем используются для создания калибровочных моделей, для чего используют пробы нефти и конденсата в диапазоне массовых долей от 0% до 100%.

На рисунке 5 представлен образец калибровки методом PLS (калибровочная модель) для диапазона концентраций от 0,1 до 100%.

Значение погрешности (и ее составляющих) результатов измерений предлагаемым способом, рассчитанные в соответствии с требованиям ГОСТ Р ИСО 5725-2002, не превышает значений, приведенных в таблице 1.

Источники информации

1. СТО Газпром 2-3.3-304-2009 «Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО “Газпром”».

2. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений. - М.: Нефть и Газ, 2007-226 с.

3. Методика выполнения измерений массовой концентрации нефти в продукции газоконденсатных скважин УНКГМ, ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», 2008 г.

4. Патент №2386951 от 20.04.2010 г. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины.

Похожие патенты RU2565356C1

название год авторы номер документа
Способ раздельного определения содержания нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин 2016
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Якубсон Кристоф Израильич
RU2693566C1
Способ определения содержания высокомолекулярных компонентов в газовом конденсате 2021
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Иванова Людмила Вячеславовна
  • Горохов Анатолий Владимирович
  • Стуков Антон Владимирович
  • Соловьев Андрей Вячеславович
RU2786620C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПОПУТНОЙ НЕФТИ В ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ 2007
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Жалнина Татьяна Ивановна
  • Якубсон Кристоф Израильич
  • Янкевич Наталья Михайловна
RU2386951C2
Экспрессный способ обнаружения взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатных скважин 2019
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Курьяков Владимир Николаевич
  • Горохов Анатолий Владимирович
RU2702704C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЕВЫХ РАСТВОРАХ 2013
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Жалнина Татьяна Ивановна
  • Якубсон Кристоф Израильич
  • Янкевич Наталья Михайловна
RU2535285C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ЖЕЛЕЗА ОБЩЕГО В ПОПУТНЫХ ВОДАХ И ВОДАХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕНТГЕНОФЛУОРЕСЦЕНТНЫМ МЕТОДОМ 2019
  • Ларюхин Алексей Иванович
  • Еремина Людмила Николаевна
  • Катаева Марина Анатольевна
  • Марчук Евгений Мирославович
RU2760002C2
Способ мониторинга полимеров в попутно добываемой воде нефтедобывающих скважин 2021
  • Суховерхов Святослав Валерьевич
  • Полякова Наталья Владимировна
  • Задорожный Павел Анатольевич
RU2784290C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ 1987
  • Мартос В.Н.
  • Умариев Т.М.
SU1527990A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КРАЕВОЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ 2010
  • Закиров Сумбат Набиевич
  • Индрупский Илья Михайлович
  • Рощина Ирина Викторовна
  • Закиров Эрнест Сумбатович
  • Аникеев Даниил Павлович
RU2433253C1
Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения 2019
  • Гаджидадаев Ибрагим Гаджидадаевич
  • Саркаров Рамидин Акбербубаевич
  • Селезнев Вячеслав Васильевич
RU2744535C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 565 356 C1

Реферат патента 2015 года СПОСОБ РАЗДЕЛЬНОГО ИЗМЕРЕНИЯ МАССОВЫХ ДОЛЕЙ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА В ПРОДУКЦИИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений методами ИК-спектрометрии. Содержание нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин определяют ИК-спектрометрическим методом, включающим измерение спектра исследуемой пробы с помощью ИК Фурье-спектрометра и определение методом PLS массовых долей нефти и газового конденсата в соответствии с предварительно построенной калибровочной моделью, созданной по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов. Изобретение позволяет оперативно, с высокой точностью и без пробоподготовки определять содержание нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин, что позволяет своевременно корректировать режимы эксплуатации добывающих скважин. 5 ил., 1 табл.

Формула изобретения RU 2 565 356 C1

Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин, включающий отбор пробы и измерение ее оптической плотности, отличающийся тем, что определение массовых долей нефти и газового конденсата в нефтегазоконденсатных смесях осуществляется методом PLS автоматически по измеренному на ИК Фурье-спектрометре спектру интегральной оптической плотности исследуемой пробы в соответствии с предварительно созданной калибровочной моделью по стандартам, представляющим собой образцы нефтегазоконденсатных смесей с известной концентрацией измеряемых компонентов, при этом все измерения исследуемых и калибровочных растворов (стандартов) проводят в кюветах толщиной 0,5-2,5 мм.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2565356C1

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПОПУТНОЙ НЕФТИ В ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ 2007
  • Василенко Петр Алексеевич
  • Жалнина Татьяна Ивановна
  • Якубсон Кристоф Израильич
  • Янкевич Наталья Михайловна
RU2386951C2
US 7329547 B2, 12.08.2008
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ В СЛОЖНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЯХ 1991
  • Стивен М.Маггард[Us]
RU2090862C1
US 6607447 B2, 19.08.2003
US 7095012 B2, 22.08.2006
US 5306909 A, 26.04.1994
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ СПОСОБ СПЕКТРОФОТОМЕТРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ВЕЩЕСТВ 2002
  • Поплавский Юрий Андреевич
  • Сердюков Виктор Иванович
  • Синица Леонид Никифорович
  • Щербаков Анатолий Петрович
RU2284506C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОКТАНОВОГО ЧИСЛА ТОПЛИВА 1996
  • Кольцов Юрий Васильевич
  • Королев Владимир Николаевич
  • Кусакин Сергей Анатольевич
RU2094776C1

RU 2 565 356 C1

Авторы

Василенко Петр Алексеевич

Жалнина Татьяна Ивановна

Якубсон Кристоф Израильич

Горохов Анатолий Владимирович

Даты

2015-10-20Публикация

2014-05-27Подача