Контроль содержание растворенного газа в нефти

Растворенный газ всегда содержится в добываемой нефти. Чем выше давление и ниже температура в технологическом аппарате, тем больше газа остается в нефти после сепарации.

При контроле дебита нефти сепарационным методом необходимо вводить поправки в массу нефти и в объем выделившегося газа на остаточный растворенный газ.

Исследования, проведенные в ОАО "Оренбургнефть", в частности, показали: при среднем газовом факторе по Давыдовскому месторождению Г_ср=357 м³/г объемная доля остаточного растворенного газа после сепарации при Р_с=4 МПа составляет 38 %, а по Зайкинскому месторождению при Г_ср=351 м³/г объемная доля остаточного растворенного газа после сепарации при Р_с=2 МПа составляет 18 %. При средней плотности растворенного газа 1,5 кг/м³ каждая тонна Давыдовской нефти после сепарации на АГЗУ при Р_с=4 МПа, содержит 26 % по массе растворенного газа, а каждая тонна Зайкинской нефти после сепарации, при Р_с=2 МПа, содержит 9,8 % масс. растворенного газа.

Для контроля содержания растворенного газа используются МИ 2575-2000 "Нефть. Остаточное газосодержание", базирующаяся на применении прибора АЛП-01ДП (Госреестр № 16774-06) и МИ 3035-2007 "Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании "ТНК-ВР", базирующаяся на применении прибора УОСГ-1РГ (Госреестр № 16776-06).

Принципиальная схема прибора АЛП-01ДП

1 - дозировочная камера; 2 - измерительная камера; 3, 4 - подвижные поршни; 5 - входной клапан; 6 - выходной клапан; 7 - микровыключатели; 8 - газовая камера; 9 - манометр; 10 - вентиль; 11 - термостатирующая рубашка; 12 - датчик давления; 13 - электропривод; 14 - узел управления; 15 - фильтр. По МИ 2575-2000 с прибором АЛП-01ДП Диапазон измерения, м3/м3   0,1...20 Пределы основной абсолютной погрешности измерений, м3/м3   ± 0,1

Схема подключения прибора УОСГ-1РГ к трубопроводу (вид сверху)

1 - прибор УОСГ-1 РГ; 2 - гибкий рукав высокого давления; 3 - трубопровод; 4 - секущая задвижка; 5 - пробоотборные краны; 6 - шпилька М 12; 7 - входной и выходной штуцера; 8 - гайка М 12. По МИ 3035-2007 с прибором УОСГ-1РГ Диапазон измерения, м3/м3   0,1...25 Пределы основной абсолютной погрешности измерений, м3/м3   ± 0,25

Метод измерения заключается в герметичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти, создании в камере термодинамического равновесия системы "нефть-газ" последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных результатов.

При использовании прибора АЛП-01ДП, необходимо отобранные на АГЗУ пробы доставлять в лабораторию, там их исследовать и получать информацию о количестве газа, выделяющегося из нефти при стандартных условиях (Р=101,3 кПа, Т=20 ºС) с погрешностью ± 0,1 м³/м³.

При использовании прибора УОСГ-1РГ, измерения производятся на потоке нефти, выходящей из сепаратора АГЗУ. В результате исследований получают информацию о количестве растворенного газа, выделяющегося при давлении, близком к атмосферному, и температуре, равной температуре потока, с погрешностью ± 0,25 м³/м³.

В том и другом случае работа по определению количества растворенного газа оказывается весьма трудоемкой. Кроме того, максимально измеряемые величины VРГ не высокие (20 и 25 м³/м³), что часто не отвечает реальным условиям.

В 2008 году завершена разработка прибора АЛП-1РГ, который успешно прошел испытания на соответствие утвержденному типу.

В настоящее время на базе прибора АЛП-1РГ ведется разработка МВИ, которая позволит получать для каждого объекта разработки зависимость содержания растворенного газа в нефти от давления и температуры сепарации на АГЗУ.

Суть этой методики заключается в отборе проб нефти на АГЗУ, подключенных к скважинам опорной сети месторождения, и получении, с применением приведенной на рисунке измерительной системы, зависимостей V_РГ=f(Р_c) при различных температурах с последующей обработкой получаемых результатов.

		Принципиальная схема измерительной системы
	1 - прибор АЛП-1РГ; 2 - термостат; 3 - пресс; 4 - пробоотборник.

Наличие зависимости V_РГ=f(Р_c, Т_c) содержания растворенного газа в нефти после сепарации при различных давлениях и температурах в памяти контроллера ГЗУ, позволит получать в автоматическом режиме величину текущего газового фактора по нефтяной скважине.

Принципиальная схема измерительного комплекса

1 - термостат; 2 - пресс; 3 - пробоотборник; 4 - терморубашка; 5 - камера разгазирования; 6 - датчик давления; 7 - весы.

Растворенный газ, находящийся в сырой и товарной нефти, завышает его количество при сдаче и, являясь катализатором испаряемости, увеличивает потери нефти при ее подготовке и транспортировке.

При измерении нефти на узле учета лицензионного участка, в соответствии с МИ 2693-2001 "Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения", производится определение остаточного растворенного газа по МИ 2575-2000.

Для введения поправки в массу нефти на растворенный газ необходима информация не только о его количестве, но и его плотности, которая обычно определяется по результатам хромотографического анализа компонентного состава газа. По каждой скважине эту работу провести практически невозможно.

В настоящее время ведется разработка методики получения зависимости коэффициента усадки массы нефти U=f(Р_c, Т_c) от давления и температуры сепарации нефти на ГЗУ. Наличие такой зависимости в памяти контроллера ГЗУ позволит автоматически корректировать массу нефти на наличие в ней растворенного газа.

Для осуществления измерений отмеченных показателей разработаны и доведены до серийного производства приборы: УОСГ–100 СКП (Госреестр 16776–06, свободный газ), УОСТ–1 РГ (Госреестр 16776–06, растворенный газ), АЛП–01 ДП (Госреестр 16774–06, растворенный газ, давление паров, потери нефти), АЛП–01 ДП–01 (Госреестр 16774–06, давление паров, потери нефти и углеводородов), индивидуальные пробоотборники ИП–1, ИП–2, ИП–3, капельной жидкости ИКЖ-1, испарительная камера ИК-2 и другое вспомогательное оборудование.

Прибор УОСГ–1РГ Прибор функционально состоит из измерительного блока, узла пресса и узла турбулизации. Измерительный блок включает в себя термостатирующую рубашку со штуцерами для подключения к трубопроводу, измерительную и дозировочную камеры, манометрический узел, пробоотборный и перепускной вентили. Узел пресса имеет поршень, винтовую пару, рукоятку, лимб, шкалу объема измерительной камеры и шкалу соотношения газовой и жидкой фаз.

Технические характеристики Диапазон измерения давления, МПа   0...6 Диапазон изменения вместимости измерительной камеры, мл   0...130 Объем испытуемой пробы, мл     Пределы абсолютной погрешности при измерении давления, МПа   ± 0,04 Пределы абсолютной погрешности изменения вместимости измерительной камеры, мл   ± 0,5 Масса, кг, не более     Принцип действия прибора основан на герметичном отборе проб нефти, создании заданного соотношения фаз, приведении системы "нефть-газ" в термодинамическое равновесие с поддержанием температуры и контролем давления.

Прибор АЛП-1РГ Прибор функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления. Измерительный блок имеет в своем составе: дозировочную и измерительную камеры с подвижными поршнями, входной клапан с фильтром, выходной вентиль со штуцером, микровыключатели, узел турбулизации, термостатирующую рубашку, датчик давления и двигатель. Узел управления, связанный с двигателем, датчиком давления и микровыключателями, обеспечивает работу прибора, при этом производится задание требуемого соотношения фаз, измерение давления с запоминанием полученных результатов.

Технические характеристики Диапазон измерения давления, МПа   0,05...6,0 Пределы суммарной абсолютной погрешности измерения давления, МПа в диапазоне от 0,05 до 0,2 МПа в диапазоне от 0,21 до 6,0 МПа   ± 0,003 ± 0,010 Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, мл   30 100 350 Пределы относительной погрешности задания соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, %   ± 5 Максимальное давление отбираемой в прибор пробы, МПа   6,0 Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти, создании заданного соотношения фаз "нефть-газ", приведении этой системы, путем турбулизации, в термодинамическое равновесие с поддержанием необходимой температуры и регистрацией давления. Прибор работает в комплекте с пробоотборниками ИП-1М или ИП-2. наиболее полезен при производстве измерений дебитов нефтяных скважин..

Прибор АЛП-01 ДП Измерительный блок имеет в своем составе дозировочную и измерительную камеры, входной и выходной клапаны, узел турбулизации с газовой камерой, термостатирующую рубашку, датчик давления и вентиль, сообщающий дозировочную и измерительную камеры. Прибор используется для измерения в полуавтоматическом режиме давления насыщенных паров и содержания в нефти растворенного газа (ГОСТ Р 8.601-2003; МИ 2575-2000).

Технические характеристики Диапазон измерения давления, МПа   0,01...0,16 Пределы абсолютной погрешности измерения давления, МПа   ± 0,001 Максимальное соотношение объемов измерительной камеры и отбираемой пробы     Погрешность определения соотношения объемов измерительной камеры и отбираемой пробы, %, не более   2,5 Потребляемая мощность, Вт, не более     Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти, создании заданного соотношения фаз, приведения системы "нефть-газ" путем турбулизации в термодинамическое равновесие при требуемой температуре с регистрацией давления и соотношения фаз. Прибор работает в комплексе с пробоотборниками ИП-1, ИП-1М или ИП-3