СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ОТСЕПАРИРОВАННОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА Российский патент 2022 года по МПК E21B43/34 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения суточной объема попутного нефтяного газа, отделенного на газосепараторе первой ступени системы сбора и подготовки скважинной продукции нефтяной компании.

На дожимную насосную станцию (ДНС) поступает продукция группы нефтедобывающих скважин. Для дальнейшей транспортировки до пункта подготовки нефти, воды и газа на ДНС в газосепараторе из нефти сепарируют значительную часть попутного нефтяного газа (ПНГ) и направляют в газопровод, а нефть с водой и остаточным газом направляют с помощью насосного агрегата в нефтегазопровод. Такое разделение необходимо для снижения начального давления в нефтегазопроводе и облегчения аварийных работ при потере герметичности трубопровода.

В зимнее время счетчик газа турбинного принципа действия, установленный на выходе газосепараратора, периодически выходит из строя из-за низких температур и воздействия конденсата и агрессивного сероводорода в составе ПНГ на измерительные части счетчика. Между тем, информация по количеству газа, поступающего с нефтяных скважин, важна для ведения отчетности геологических документов и анализа разработки нефтяной залежи и месторождения.

Известен способ определения остаточного содержания газа в жидкости (патент РФ на изобретение №2513892, опубл. 20.04.2014, бюл. 11), в котором предложено производить поскважинные прямые инструментальные замеры газосодержания добываемой нефти и по этим данным судить о распределении ПНГ по газопроводу и нефтегазопроводу. Способ требует длительных и дорогостоящих измерений на скважинах.

Также известен метод материального баланса по Д.Л. Катцу, который в 1933 году предложил рассчитывать объем выделенного газа в газосепараторе, исходя из мольных долей пластовой нефти в газовой и жидкостной фазах [Katz D.L., Brown G.G. Vapor Pressure and Vaporization of Petroleum Fractions // Industrial & Engineering Chemistry. 1933. Vol. 25. No. 12. P. 1373-1384. DOI: 10.1021/ie50288a018; и Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р., Поеттманн Ф.X., Вери Дж. А., Еленбаас Дж. Р., Уайнауг Ч.Ф. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Перевод изд.: Handbook of natural gas engineering; науч. ред. Ю.П. Коротаев, Г.В. Пономарев. М.: Недра, 1965. 676 с.].

Метод полностью зависит от термобарических условий сепарации газа из нефти, поэтому в расчетах необходима постоянная поправка на температуру и давление в газосепараторе, что усложняет обустройство самого газосепаратора по датчику температуры и производство расчетов.

Технической проблемой по изобретении) является создание способа определения суточного объема ПНГ, направляемого в газопровод после газосепаратора первой ступени при отсутствии исправного счетчика газа, с достижением следующего технического результата: повышение достоверности отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и получение оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа.

Для достижения технического результата предложено в составе попутного нефтяного газа использовать его стабильный компонент - сероводород. Результат достигается тем, что в способе определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа, заключающемся в оценке компонентного состава попутного нефтяного газа (ПНГ), согласно изобретению по группе скважин, добывающих нефть с сероводородом в один газосепаратор, определяют поскважинно суточную массу попутно добываемого сероводорода и суммарное количество суточной добычи сероводорода по группе скважин, также определяют концентрацию сероводорода в отделяемом на газосепараторе ПНГ и находят остаточное содержание сероводорода в дегазированной нефти после газосепаратора, суточный объем отсепарированного ПНГ определяют по формуле:

где:

V_ПНГ - объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе по группе скважин, м³/сут;

- масса сероводорода, попутно добываемая с нефтью и водой из рассматриваемой группы скважин, кг/сут;

- масса сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора, кг/сут;

- концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе, отделенном на газосепараторе, г/м³;

К - адаптационный коэффициент, равный отношению объема ПНГ, полученного по счетчику газа, находящемуся в период исправного функционирования, к объему газа, полученного расчетным путем согласно изобретения.

Сегодня существуют и используются в нефтяной промышленности портативные анализаторы сероводорода в газовых и жидких средах. Например, поскважинный учет добычи попутного сероводорода следует выполнять по способу, описанному в патенте РФ на изобретение №2608852 (опубл. 25.01.2017, бюл. 3). Способ позволяет учитывать и тот сероводород, который при стандартном отборе устьевой скважинной пробы жидкости уходит с попутным нефтяным газом в атмосферу и не учитывается в отчетных материалах. По способу содержание сероводорода в нефти или водонефтяной эмульсии определяется с помощью анализатора АСЖ-02, который широко применяется в нефтяных компаниях РФ для экспресс-анализа промысловых жидкостей.

Концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора оценивается непосредственно в точке отбора проб с помощью медицинского шприца объемом 50-150 см³ и индикаторной трубки H₂S-0,0066 от штатного газоанализатора ГХ-Е по ТУ 12.43.01.166-86.

Схема технологической цепочки нефтепромысла в рамках рассматриваемой заявки приведена на фигуре, где позициями обозначены следующие объекты: 1 - группа скважин с единым нефтесборным коллектором на газосепаратор, 2 - газосепаратор первой ступени, 3 - газопровод, 4 - счетчик газа, 5 - нефтегазопровод, 6,7 - пробоотборники, 8 - центробежный насосный агрегат.

Способ реализуют в следующей последовательности действий.

1. По группе скважин 1 с помощью газоанализатора АСЖ-02 (оценка концентрации сероводорода в отобранной жидкости) и медицинского шприца объемом 50-150 см³ в комплекте с индикаторными трубками H₂S-0,0066 (сероводород в ПНГ при отборе жидкой фазы в тару) по каждой скважине находят суточную массу добываемого сероводорода. Для этого газожидкостной состав (ГЖС) продукции скважины должен быть перед пробоотборником гомогенизирован согласно п. 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85. Масса H₂S по скважине определяется как произведение дебита скважины по жидкости на концентрацию сероводорода в отбираемой пробе ГЖС. Масса добываемого сероводорода за сутки по группе скважин 1, работающих на один газосепаратор - определяется как сумма поскважинной добычи этого попутного газа.

2. С помощью того же комплекта измерительных устройств определяют остаточную концентрацию сероводорода в отсепарированной жидкости и массу сероводорода в жидкости после газосепаратора - Пробу водонефтяной эмульсии для анализа отбирают через пробоотборник 6 после насосного агрегата 8, выполняя требование ГОСТ 2517-85.

3. С помощью медицинского шприца объемом 50-150 см³ в комплекте с индикаторными трубками H₂S-0,0066 через пробоотборник 7 отбирают пробу ПНГ и определяют концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе - который после газосепаратора 2 направляется в газопровод 3.

4. Снимают показания действующего счетчика 4 газа и по нему определяют суточный расход ПНГ по газопроводу 3 -

5. Используя формулу 1 определяют адаптационный коэффициент К с целью его использования при входе счетчика газа из строя.

6. При выходе счетчика 4 газа из строя, например в зимнее время, с необходимой периодичностью организуются работы по п. 1-3 и по формуле 1 находят суточный объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе 2.

Рассмотрим применение изобретения по группе из 12 скважин, продукция которых содержит сероводород с концентрацией в диапазоне 65-92,5 мг/л.

Расположение скважин, газосепаратора, нефтегазопровода и пробоотборников приведено на фигуре.

1. Поступление сероводорода с группы скважин в газосепаратор рассчитано в табличном виде, расчеты приведены ниже.

2. Остаточная масса сероводорода в отсепарированной нефти за сутки равна

3. Концентрация сероводорода в ПНГ после газосепаратора равна:

4. Во время измерений по п. 1-3 газовый счетчик 4 в исправном состоянии показал средний суточный выход ПНГ из газосепаратора 2

5. По формуле 2 адаптационный коэффициент равен:

6. На время выхода штатного счетчика газа из строя формула 1 будет иметь вид:

7. Замерив концентрацию сероводорода в ПНГ на выходе из газосепаратора, суточную массу этого газа в отсепарированной нефти и приняв за постоянную величину массу сероводорода, поступающую из группы скважин, по формуле 3 определяют суточный объем отсепарированного газа.

Ранними исследованиями доказана стабильность сероводорода в газовой и жидкой средах при отсутствии нейтрализаторов и поглотителей этого газа [Рабартдинов З.Р. Научно-методическое обоснование использование сероводорода как реперной компоненты в процессах нефтедобычи / Автореферат диссертационной работы на соискание уч. степ, канд. техн. наук. - Уфа: НПФ Башнефтегеофизика, 2013. - 23 с.]. По изобретению предложено использовать данный газ в качестве индикатора и реперного компонента во всех флюидах: в продукции скважин, в ПНГ и в отсепарированной водонефтяной эмульсии.

Использование изобретения повысит достоверность отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и не терять оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа.

Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и попутного нефтяного газа на объектах нефтедобычи и предназначено для определения суточных объемов попутного нефтяного газа, отделенного от нефти на первой ступени сепарации. Способ реализуется на основании выполнения материального баланса по устойчивому компоненту скважинной продукции – сероводороду. Его масса остается неизменной до и после сепарации попутного нефтяного газа из скважинной водонефтяной эмульсии. Предварительно по группе скважин, продукция которых поступает на газосепаратор, с помощью газоанализатора находят суточную массу попутно добываемого сероводорода, также определяют суточную массу сероводорода в отсепарированной нефти и концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора. При отсутствии счетчика газа на газовой линии газосепаратора объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяется по расчетной формуле после замера массы сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора и определения концентрации сероводорода в попутном нефтяном газе. Технический результат заключается в повышении достоверности отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и получении оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа. 1 ил.

Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ), заключающийся в оценке компонентного состава попутного нефтяного газа, отличающийся тем, что по группе скважин, добывающих нефть с сероводородом в один газосепаратор, определяют поскважинно суточную массу попутно добываемого сероводорода и суммарное количество суточной добычи сероводорода по группе скважин, также определяют концентрацию сероводорода в отделяемом на газосепараторе попутном нефтяном газе и находят остаточное содержание сероводорода в дегазированной нефти после газосепаратора, суточный объем отсепарированного ПНГ определяют по формуле

,

где V_ПНГ – объем ПНГ, выделившийся на газосепараторе по группе скважин, м³/сут;

– масса сероводорода, попутно добываемая с нефтью и водой из рассматриваемой группы скважин, кг/сут;

– масса сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора, кг/сут;

– концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе, отделенном на газосепараторе, г/м³;

К – адаптационный коэффициент, равный отношению объема ПНГ, полученного по счетчику газа, находящемуся в период исправного функционирования, к объему газа, полученного расчетным путем согласно изобретению.