Способ раздельного определения содержания нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин Российский патент 2019 года по МПК E21B47/00 G01N21/3577 

Изобретение относится к области анализа состава продукции нефтяных и газоконденсатных скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.

Известен способ и методическое руководство по раздельному учету добычи газового конденсата и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО "Газпром" [1] с помощью измерения показателя преломления.

Известен также способ определения содержания попутной нефти [2] в газовом конденсате, основанный на измерении оптической плотности стабильного газового конденсата с помощью ИК - спектрометра ИКАР-3 и определении содержания нефти по предварительно созданным калибровкам, вводимым в память микропроцессорной системы прибора перед измерениями.

Известен способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин при их совместном поступлении в скважину [3], взятый за прототип, основанный на измерении спектра интегральной оптической плотности продукции скважины с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения и раздельного определения содержания нефти и газового конденсата методом PLS по предварительно созданной калибровочной модели.

Все указанные способы определений [1-3] имеют существенный недостаток, связанный с тем, что измерения показателя преломления и оптической плотности углеводородного раствора напрямую связаны с удельной плотностью стабильного газоконденсата исследуемой скважины.

Известно, что в процессе эксплуатации каждой конкретной газоконденсатной скважины физико-химические свойства продукции этой скважины существенно меняются.

Это приводит к постоянным изменениям оптических свойств нефтей и конденсатов, связанное с изменением как пластовых условий, так и условий добычи и подготовки. В частности, прослеживается четкая закономерность увеличения плотности дегазированного конденсата при снижении дебита любой газоконденсатной скважины [4]. Кроме того физико-химические свойства газоконденсатов также существенно зависят от режима его стабилизации. В результате возникают существенные ошибки при исследовании оптически плотных конденсатов рефрактометрическими и ИК - спектрометрическими методами, так как фактическое содержание попутной нефти в таких конденсатах невелико либо она вообще там отсутствует.

В качестве примера такого случая на рисунке 1 показаны спектры интегральной оптической плотности конденсатов ГК21, ГК25 и ГК7 вместе со спектром калибровочного раствора 15% нефти 20230 в конденсате ГК7. Хорошо видно, что оптическая плотность конденсатов ГК21 и ГК25 больше оптической плотности 15%-й пробы, то есть это означает, что при измерении по величине оптической плотности содержание нефти в этих конденсатах будет определено как близкое к 15%.

Это связано с тем, что все указанные методы анализа учитывают только один параметр - оптическую плотность, по которой отличаются между собой нефти, конденсаты и их растворы.

Задачей заявляемого изобретения является создание способа определения содержания нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатной скважины, независимого от удельной и оптической плотности газового конденсата и нефти.

Техническим результатом изобретения является возможность оперативного достоверного анализа состава продукции в процессе разработки нефтегазоконденсатной скважины.

Поставленная задача и требуемый технический результат достигается тем, что содержание нефти и газового конденсата определяют с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности методом PLS по калибровочной модели, создаваемой по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности стандартов (калибровочных растворов), измеренных на этом спектрометре, причем выбор регионов для создания калибровочной модели осуществляют на таких участках волновых чисел, где спектры 1-й производной спектров интегральной оптической плотности калибровочных растворов не пересекаются. При этом измерения производят в кюветах с оптической толщиной 1,5-2,5 мм, не позволяющей выделять характеристические полосы поглощения.

При переходе к спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности, которые измеряли в кюветах толщиной 2,4 мм, практически удалось избавиться от влияния оптической плотности на результаты измерений.

В таблице 1 показаны результаты измерений содержания нефти в различных конденсатах по показателю преломления и с помощью ИК Фурье - спектрометра.

\

На рисунке 2 представлены спектры 1-й производной интегральной оптической плотности конденсатов ГК21, ГК25, ГК7 и градуировочных смесей нефти скважины 20230 в конденсате ГК7 в кювете 2,4 мм. На рисунке видно, что спектры всех конденсатов находятся примерно на одном уровне независимо от их оптической плотности, т.е. вместо измеренного в ГК21 по оптической плотности содержания нефти 26,69%, а в ГК25 - 14,04%, при измерении по спектрам 1-й производной были получены значения существенно меньше 5%.

Следует заметить, что для анализа спектров первой производной спектров интегральной оптической плотности, показанных на рисунке 2, выбран участок (регион), на котором спектры калибровочных растворов, измеренных в кювете 2,4 мм, не пересекаются, что хорошо видно на рисунке 3.

Как правило в диапазоне измерений 4000 см - 500 см для построения калибровочной модели (Nicolet TQ Analyst) необходимо выбрать несколько таких участков в качестве регионов при определении содержания нефти в газоконденсатах методом PLS по спектрам 1-й производной, что позволит избежать грубых ошибок.

На рисунке 4 показана градуировка по первой производной спектров оптической плотности градуировочных растворов с содержанием нефти скважины 20230 в ГК7 от 0 до 5%, измеренных в кювете 2,4 мм, в методом PLS с помощью программы TQ Analist. Из рисунка видно, что параметры качества градуировки достаточно высокие.

Градуировка возможна и в программе Excel, которая строит график уравнения линейной регрессии, по которой можно вычислять содержание нефти в растворе - показана на рисунке 5.

На рисунке 6 показаны спектры интегральной оптической плотности газовых конденсатов различных скважин неокомских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения и калибровочного раствора с 15 процентным содержанием нефти скважины 20230 в газоконденсате ГК7 (С1), а на рисунке 7 - спектры 1-й производной, измеренных с помощью ИК Фурье - спектрометра в кювете 2,4 мм. На рисунках отмечены спектры конденсатов, имеющих существенные особенности. В частности, конденсаты ГК21, ГК25 и ГК скв. 313 на представленном участке имеют, как видно на рисунке 6 оптическую плотность больше конденсата скв.1454, а по рисунку 7 наоборот, спектр 1-й производной конденсата скв.1454 близок к 15% калибровочному раствору.

В таблице 1 представлены результаты измерений содержания нефти в конденсатах различными методами, а в таблице 2 для справки указаны цвета смесей конденсатов с различным содержанием нефти, полученные при составлении калибровочных растворов.

Как видно из таблицы 1 измеренные значения концентраций нефти по спектрам 1-й производной интегральной оптической плотности некоторых конденсатов существенно отличаются от измеренных по спектрам оптической плотности и практически соответствуют их положению на рисунке 7 и по цвету близки к показанным в таблице 2.

Следует заметить, что при измерении по спектрам интегральной оптической плотности методом PLS в аномальных случаях результаты также иногда получаются достоверными, как это видно по конденсату скв. 313.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ

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

2. Василенко П.А. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины / Василенко П.А., Жалнина Т.И., Якубсон К.И. // Патент RU №2386951 от 20.04.2010 г.

3. Василенко П. А. Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин / Василенко П.А., Жалнина Т.И., Якубсон К.И., Горохов А.В. // Патент RU №2565356 от 16.09.2015 г.

4. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах. // Сб. тр. под ред. А.Э. Конторовича, изд. СО РАН, г. Новосибирск, 2007 г., 116-135 стр.

5. Евдокимов И.Н. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений / Евдокимов И.Н., Лосев А.П. // изд. «Нефть и Газ» РГУ им. И.М.Губкина, М., 2007 г, 226 с.

Изобретение относится к области исследования состава жидкой углеводородной продукции и касается способа определения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин. Способ осуществляется с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения методом PLS и включает в себя отбор пробы и измерение спектра ее интегральной оптической плотности в диапазоне 4000 см^-1 - 500 см^-1 в кюветах оптической толщиной 1,5-2,5 мм. Содержание нефти и газового конденсата определяют по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности по калибровочной модели, создаваемой по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности калибровочных растворов, измеренных в таких же кюветах. Выбор регионов для создания калибровочной модели осуществляют на таких участках волновых чисел, где спектры 1-й производной оптической плотности калибровочных растворов не пересекаются. Технический результат заключается в повышении достоверности анализа состава продукции. 7 ил. 2 табл.

Способ определения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения методом PLS, включающий отбор пробы и измерение спектра ее интегральной оптической плотности в диапазоне 4000 см^-1 - 500 см^-1 в кюветах оптической толщиной 1,5-2,5 мм, отличающийся тем, что содержание нефти и газового конденсата определяют по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности по калибровочной модели, создаваемой по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности стандартов (калибровочных растворов), измеренных в таких же кюветах, т.е. без выделения характеристических полос поглощения, а выбор регионов для создания калибровочной модели осуществляют на таких участках волновых чисел, где спектры 1-й производной оптической плотности калибровочных растворов не пересекаются.