УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для определения газового фактора.
Известна установка согласно способу определения дебитов нефти, попутного газа и воды [1].
Установка производит заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производит закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.
Недостаток установки состоит в необходимости использования большого количества оборудования (компрессор, датчик уровней), а так же низкая точность в случае измерения стойких водонефтяных эмульсий.
Известна мобильная установка [2] для измерения дебитов жидкости и газа УГФ 2,5-200, включающая два газосепаратора, приемную емкость дегазированной жидкости, насос откачки жидкости в нефтесборный коллектор и разъемную факельную линию со стояком для сжигания газа. Установка подключается к устью скважины или АГЗУ «Спутник» и позволяет проводить непрерывный замер дебита жидкости (водонефтяной смеси) и газа. Газожидкостная смесь, поступившая в установку, проходит трехступенчатую сепарацию.
Недостатками известной установки для измерения дебитов жидкости и газа являются:
сложность конструкции, высокие эксплуатационные затраты;
неполное разгазирование нефти в сепараторах, остаточное содержание растворенного газа приводит к существенным ошибкам и погрешностям измерений, составляющим 4…6%.
Наибольшее распространение имеет методика комплексного исследования состава и свойств пластовых нефтей [3], которая включает отбор глубинных и рекомбинированных проб пластовых флюидов, перевод отобранных проб в PVT установки и приведение их к пластовым условиям, разгазирование пробы при заданных температурах и давлениях. При этом измеряются газовые факторы при условиях разгазирования.
Недостатком способа является то, что реализация методики требует значительных затрат, связанных с отбором и доставкой проб, переводом их в установку и дальнейших исследований.
Технической задачей, стоящей перед полезной моделью, является сокращение материальных затрат, упрощение процедуры определения газового фактора.
Для этого устройство содержит сепаратор и вентили подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и пластовой воды. Сепаратор выполнен в виде калиброванной измерительной емкости из толстостенного стекла, заглушенной с торцов фланцами из нержавеющей стали. Ось емкости расположена перпендикулярно горизонтальной поверхности. Вентиль подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к нижнему фланцу емкости. Емкость в нижней части оснащена узлом равномерного распределения смеси. Вентиль отвода нефтяного газа подсоединен к верхнему фланцу емкости. Верхний фланец емкости оснащен манометром, термометром и датчиком уровня. Вентиль отвода пластовой воды подсоединен к нижнему фланцу емкости.
На фиг. 1 показано устройство для определения газового фактора.
Устройство для определения газового фактора содержит калиброванную измерительную емкость 7 из толстостенного стекла и заглушенную с торцов фланцами из нержавеющей стали, вентиль подвода водонефтегазовой смеси 1 с перфорированным патрубком 6, вентили отвода нефтяного газа 3 и пластовой воды 2, манометр 4, термометр 5, датчик уровня 8, регулировочные винты 9.
3
Перед началом измерения устройство устанавливается вертикально при помощи регулировочных винтов 9 и датчика уровня 8 и заполняется раствором хлористого натрия плотностью 1,18-1,20 г/см.
Водогазонефтяная смесь из трубопровода поступает в устройство для определения газового фактора через вентиль 1 и перфорированный патрубок 6. Газонефтяная смесь, удельный вес которой меньше, чем у раствора хлористого натрия, поднимается в верхнюю часть сепаратора. При этом содержащаяся в нефти вода отделяется при прохождении через слой минерализованной воды. Перфорированный патрубок дробит общий поток водогазонефтяной смеси, обеспечивая больший контакт с минерализованной водой.
Необходимое для измерения давление в устройстве поддерживается открытием-закрытием вентиля 2 и контролируется манометром 4. В верхней части устройства происходит выделение газа из нефти.
Г1
С1
С1
После поступления в устройство нефти высотой столба более 1 см по градуировке на стеклянном корпусе, вентили 1 и 2 закрывают, выдерживают содержимое устройства 10 мин и записывают показания высоты столба газовой V фазы, давление P и температуру t.
С2
Г2
0
нn
Затем, открывая вентиль 2, снижают давление в устройстве до заданной величины Р и вновь снимают показания высоты столба газа V. В зависимости от заданного количества ступеней разгазирования операции повторяют до достижения в устройстве атмосферного давления Р, при этом фиксируя объемы газа на каждой ступени сепарации  и объем нефти после последней ступени сепарации V. Пробу нефти для определения остаточной обводненности отбирают при освобождении устройства или вытесняют необходимое количество через вентиль 3, создавая давление через вентиль 1.
Газовый фактор на ступени сепарации вычисляют по формуле:
,
3
где  - объем выделившегося газа на n-ступени сепарации при стандартных условиях, см;
н
m - масса нефти, г;
вычисляют по формуле:
,
Гn
3
где V - объем выделившегося газа на n-ступенях сепарации, см;
Гn-1
3
V - объем выделившегося газа на n-1 ступени сепарации, см;
А - коэффициент приведения газа к стандартным условиям (температура 20°C, давление 0,1013 МПа).
н
Величину m вычисляют по формуле:
н
нn
в
н
m=(V-V)×ρ,
нn
0
3
где V - объем нефти после последней ступени сепарации (Р=0,1013 МПа), см;
в
V - объем остаточной воды в нефти, см;
н
3
ρ - плотность нефти при нормальных условиях, г/см.
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет сократить материальные затраты и упростить процедуру определения газового фактора нефти.
Источники информации
1. Патент РФ №2504653. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.01.2012 г., опубл. 20.01.2014 г.
2. М.Д. Валеев и др. Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора. «Нефтяное хозяйство» №1, 2011.
3. В.Н. Мамуна и др. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. - М. ГОСНИНТИ. 1960.