Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением Российский патент 2017 года по МПК G01N7/14 

Предлагаемое изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа в нефтепромысловой жидкости и может быть использовано в скважинной добыче нефти на сероводородсодержащих нефтяных месторождениях и для мониторинга трубопроводной системы и емкостного оборудования при сборе и транспортировке нефти, пластовых и сточных вод, водонефтяных эмульсий.

Известен способ оценки содержания определенного газа в составе воды или иной жидкости, заключающийся в размещении в десорбере пробы жидкости, его барботажа воздухом или инертным газом и определении массы выделенного газа колориметрическим методом путем визуального контроля химической реакции исследуемого газа в индикаторной трубке (Справочник по Drager-Tube / CMS: Справочное руководство по измерениям при анализе почвы, воды и воздуха, а также технических газов, 12-е издание, стр. 42. - Любек, 2003. - 294 с.). Технология рассчитана только на изучение содержания газа в жидкости, находящейся при атмосферном давлении без избыточного давления.

В нефтегазодобывающих предприятиях Российской Федерации успешно используется анализатор сероводорода в жидкости АСЖ-02, известный по патенту РФ №2181882 (опубл. 27.04.2002, бюл. 12) и Стандарту ОАО АНК "Башнефть" Применение нейтрализаторов сероводорода на объектах ОАО АНК «Башнефть / СТ-04-03-01. - Уфа, 2010. - 21 с.

По патенту и по Стандарту предусматривается отбор скважинной нефти из устьевого пробоотборника или вентиля трубопроводной системы в тару небольшого объема (0,2-0,5 литра). Нефть в выкидной линии скважины или трубопроводной системы или в емкости, как правило, находится под определенным давлением до 4 МПа. При отборе пробы нефть вытекает из пробоотборника или вентиля и по трубке перетекает в тару для последующего анализа количественного присутствия сероводорода. Тара при отборе пробы нефти имеет в своей верхней части небольшое отверстие в окружающую атмосферу. При таком методе отборе из нефти выделяется попутный нефтяной газ и удаляется из тары в окружающую атмосферу из-за незначительного превышения давления в таре над атмосферным. Вместе с попутным нефтяным газом (ПНГ) в окружающую атмосферу уходит и теряется из дальнейшего рассмотрения сероводород, находящийся в составе ПНГ. После отбора пробы тара герметизируется.

Существующая сегодня технология оценки количественного присутствия сероводорода в скважинной нефти, находящейся под определенным давлением в скважине или трубопроводе, не способна учитывать сероводород, выделяющийся из нефти при ее дегазации в процессе ее перевода в тару для исследований.

Технической задачей по изобретению является повышение точности измерения концентрации сероводорода в нефти или любой сероводородсодержащейся жидкости, находящейся в технологическом трубопроводе или сосуде под определенным давлением. Такие анализы могут проводиться в промысловых условиях, то есть непосредственно в зоне скважины, трубопровода или емкости под давлением.

Поставленная задача выполняется тем, что способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти в тару при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, дополняют тем, что выделяющийся при отборе пробы нефти попутный нефтяной газ (ПНГ) собирают в газосборную камеру при полном заполнении пробоотборной тары нефтью, измеряют объем ПНГ и концентрацию в нем сероводорода, а концентрацию сероводорода в скважинной нефти определяют по формуле:

где: C - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

C₁ - концентрация сероводорода в нефти, находящейся в таре после отбора при атмосферном давлении, мг/л;

C₂ - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л

V_н - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

V_ПНГ - объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом в газосборной камере (воздух вытесняется из пустой тары для нефти).

Согласно заявляемому изобретению обеспечивается учет всего сероводорода, имеющегося в нефти под давлением благодаря сбору попутного нефтяного газа, выделяющегося при отборе нефти при атмосферных условиях и количественной оценке H₂S в ПНГ.

Изобретение реализуется по схемам, приведенным на фиг. 1 и 2, где: 1 - трубопровод с нефтью под давлением, 2 - вентиль трубопровода, 3 - тара для наполнения нефтью, тарированная по объему, 4 - крышка тары с двумя отверстиями, 5 - трубка для набора в тару нефти, 6 - трубка для вывода ПНГ из тары, 7 - счетчик газа, 8 - газосборная камера, 9 - вентиль газосборной камеры, 10 - газоотборник (медицинский шприц), 11 - индикаторная трубка.

Изобретение реализуется выполнением следующих действий (на примере отбора и анализа пробы нефти):

1. Оборудование, показанное на фиг. 1, в компактно собранном виде (в чемоданчике) приносят к объекту исследования, например к выкидной линии скважины - трубопроводу 1.

2. Трубку 5 тары 3 соединяют к вентилю 2 трубопровода 1, и вентиль 2 плавно открывают с тем, чтобы уровень нефти в таре плавно поднимался, а дегазированный попутный нефтяной газ успевал выходить в газоотводную трубку 6.

3. Тару 5 под горловину, то есть полностью заполняют нефтью, вентили 2 и 9 закрывают. Визуальным путем определяют объем пробы нефти V_н в таре 5 и по счетчику 7 определяют объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом, который был вытеснен нефтью из пустой бутылки - V_ПНГ.

4. К верхней части трубки 5 присоединяют анализатор сероводорода АСЖ-02 (патент РФ №2181882) и с его помощью определяют концентрацию сероводорода в нефти C₁, находящейся в таре 3.

5. Вентиль 9 отсоединяют от счетчика газа 7 и к нему присоединяют индикаторную трубку 11 типа H₂S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86, а индикаторную трубку соединяют с газоотборником 10 небольшого объема (аспиратором). В качестве газоотборника очень удобен медицинский шприц необходимого объема - от 5 до 150 мл (см³). Объем шприца заранее подбирается таким, чтобы через индикаторную трубку прокачать такой объем ПНГ в смеси с воздухом, благодаря которому индикаторная трубка потемнела бы до отметки во второй ее половине.

6. С помощью индикаторной трубки 11 и газоотборника 10 из газосборной камеры 8 отбирают часть многокомпонентного газа и определяют концентрацию сероводорода C₂ аналогично методике, приведенной в инструкции по применению портативного газоанализатора ГХ-Е.

7. По формуле 1 определяют концентрацию сероводорода в скважинной нефти.

Оценим преимущество предложенного способа на примере результатов двух анализов нефти, отобранной два раза из трубопровода под давлением 1,6 МПа после центробежного насоса типа ЦНС, которая в свою очередь находится на установке предварительного сброса воды нефтегазодобывающего предприятия. Нефть, взятая дважды на анализ, характеризуется малым содержанием воды (не более 2%) и относительно небольшим содержанием попутного нефтяного газа (газосодержание в пределах 2,0 м³/м³. Результаты для удобства восприятия даны в табличном виде.

Относительная погрешность между двумя способами измерений концентрации сероводорода в нефти, находящейся под давлением, составляет

Такая значительная разница будет еще большей при анализе скважинных проб нефти ввиду их большего газосодержания. Предложенный 1 способ по существу отличается от известного способа тем, что предложено учитывать и тот сероводород, который уходит вместе с попутным нефтяным газом при отборе нефти в тару.

Изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа, в частности сероводорода, в нефтепромысловой жидкости, находящейся под давлением в выкидной линии скважины, нефтесборном трубопроводе, емкостном оборудовании или водоводе. Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением заключается в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом. Выделяющийся при отборе жидкости ПНГ направляется в газосборную камеру с измерением объема. Массовое количество сероводорода в собранном объеме ПНГ определяется любым приемлемым способом, например колориметрическим способом, пропуская часть ПНГ через индикаторную трубку H₂S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86. Концентрация сероводорода в отбираемой пробе нефти или иной сероводородсодержащей жидкости определяется по математической формуле путем суммирования массы H₂S в жидкой и газообразной фазах пробы и отнесения полученной суммы к объему отобранной пробы жидкости в атмосферных условиях. Техническим результатом является повышение точности измерений количественного присутствия сероводорода в промысловой нефти или воде. 2 ил., 1 табл.

Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, отличающийся тем, что выделяющийся при отборе пробы нефти попутный нефтяной газ (ПНГ) собирают в газосборную камеру при полном заполнении пробоотборной тары нефтью, измеряют объем ПНГ и концентрацию в нем сероводорода, а концентрацию сероводорода в скважинной нефти определяют по формуле:

где: С - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

C₁ - концентрация сероводорода в нефти, находящейся в таре после отбора при атмосферном давлении, мг/л;

С₂ - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л;

V_н - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

V_ГВС - объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом в газосборной камере (воздух вытесняется из пустой тары для нефти).