Как найти долю нефти

«Доля России в мировых разведанных запасах нефти, природного газа, угля и железной руды»

Россия находится на 4 месте в списке мировых лидеров по выбросам в атмосферу углекислого газа. Это является следствием большой доли добывающей отрасли и отраслей связанных с переработкой нефти, газа, руды, машиностроения.

В процессе добычи нефти в полученной смеси часто содержится некоторое количество воды. Она попадает в смесь либо из нагнетательных скважин в результате применения технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, либо это природная вода, которая изначально присутствует в пласте с нефтью. Очень важно уметь вычислять и учитывать процент воды, содержащейся в добытой нефти (обводненность нефти), чтобы вычленить компонент «нефтяной фракции».

Для расчета процентного соотношения объемного расхода нефти и воды обычно используется внешний вычислитель расхода, называемый поточным компьютером. Это специальное электронное устройство, подключенное к расходомерам и другим измерительным приборам для сбора и обработки имеющихся данных, необходимых для определения содержания нефти в смеси.

В массовом расходомере Rotamass TI (рис. 1) предусмотрена специальная функция расчета концентрации жидкой двухфазной среды. Расчет проводится с использованием таблиц данных API или других принятых справочных данных, подходящих для конкретного применения. Для решения задачи с вычислением обводненности нефти расчет проводится с учетом того, что эталонные плотности нефти и воды уже доступны во встроенном ПО устройства. Таким образом, пользователь может исключить применение специального поточного компьютера с очевидным преимуществом с точки зрения затрат и сложности установки.

В ряде случаев нефть реализуется в объемных единицах, например в американских баррелях. Объем нефти зависит от условий эксплуатации, таких как температура и давление. Одно и то же количество нефтяной массы может иметь различный объем при разных условиях. Поэтому измерение нефти по объему должно быть скорректировано до эталонных температуры и давления, чтобы покупатель знал, какой стандартный объем продукта он приобрел.

Во избежание проблем с измерениями зачастую руководствуются стандартами API (American Petroleum Institute). Они определяют набор правил для стандартизации и расчета «скорректированного» объема нефти, который должен учитываться в коммерческих сделках. Это так называемый объем «чистой нефти» (нефти нетто).

В массовом расходомере Rotamass TI расчет обводненности может осуществляться с использованием функций встроенного программного обеспечения. Значение «скорректированный объем чистой нефти» отображается на цифровом дисплее расходомера и доступно для передачи через выходные сигналы прибора, без необходимости использования внешних дополнительных устройств.

Массовые расходомеры Rotamass TI производства Rota Yokogawa могут рассчитывать концентрацию двухфазных смесей в различных комбинациях:

• две жидкости, которые не растворяются друг в друге (эмульсия);
• две жидкости, которые растворяются друг в друге, такие как вода и спирт (раствор);
• твердые элементы, которые однородно растворены в жидком веществе, например соль в воде или сахар в воде (раствор);
• одна жидкость и газ.

В каждом случае концентрация рассчитывается с использованием своего стандартизированного метода.

Функция NOC — Net Oil Computing following API standard, или «вычисление доли чистой нефти по стандарту API», использует процедуру API MPMS, глава 11.1 для расчета плотности нефти и преобразования измеренного объема нефти в «скорректированный» объем, а также вычисляет концентрацию нефти.

Ниже приведены основные шаги, выполняемые в процессе расчета:

Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.

Шаг 2. Расчет плотности воды.

Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.

Шаг 4. Расчет «скорректированного» объема по методу API.

Плотность нефти и воды можно рассчитать, зная свойства обоих элементов во взаимосвязи с температурой и давлением. Таблицы нефти и воды являются необходимыми вводными данными для расчета, эта информация о жидкости предоставляется пользователем.

Шаг 1. Расчет плотности нефти по стандартному методу API.

Для расчета плотности нефти необходимо знать эталонное значение плотности нефти r₆₀ (плотность при температуре 60°F). Стандарт API допускает различные методы расчета, которые также реализованы в прошивке прибора и могут быть выбраны пользователем.

Результат шага 1 — функция определяет плотность нефти r_нефти при измеренных температуре T_и и давлении Р_и.

Шаг 2. Расчет плотности воды. Используется процедура, аналогичная вышеописанной. Здесь пользователь может выбрать различные методы:

1. Плотность воды по стандартной средней океанской воде (SMOW).
2. Плотность воды по данным ЮНЕСКО 1980 г.
3. Плотность пресной воды по API MPMS 11.4 (то же уравнение, что и VSMOW, Vienna Mean Standard Ocean Water).
4. Плотность добываемой воды по API MPMS 20.1, приложение A. 1.
5. Плотность пластовой воды по El-Dessouky, Ettouney (2002).
6. Плотность воды по стандартной формуле.

Результат шага 2 — функция определяет плотность воды r_воды при измеренных температуре T_и и давлении Р_и.

Шаг 3. Расчет концентрации и чистого объема нефти.

При известных параметрах:

• r_изм — измеренная плотность жидкости (нефть + вода — непосредственно измеряется с помощью расходомера Rotamass TI);
• r_нефти — плотность нефти, рассчитанная в шаге 1;
• r_воды — плотность воды, рассчитанная в шаге 2;

можно рассчитать концентрацию:

Зная концентрацию (соnс_{нефть,масс}) и плотность (r_нефти) нефти, можно рассчитать общий чистый массовый расход нефти Q_{масс.нефти} и общий чистый объемный расход нефти Q_{об.нефти}:

Q_{об.нефти} = Q_{масс.нефти}/r_нефти.

где Q_{масс.изм.} — массовый расход (нефть + вода), измеренный расходомером Rotamass TI.

Для определения объема нефти, протекающего за определенный промежуток времени, в расходомере настраивается счетчик (сумматор). Он суммирует значения Q_{об.нефти} за каждый временной интервал Dt:

V_нефти = ∑(Q_{об.нефти} × Dt)_i.

Шаг 4. Расчет скорректированного объема нефти V_{нефти-скорр.} производится путем коррекции объема нефти V_нефти из Шага 3 к плотности при стандартных условиях r_60.

Настройка функции может быть произведена с помощью конфигурационного программного обеспечения Fieldmate (рис. 2). Это инструмент настройки ПК, способный выполнять множество задач, включая первоначальную настройку, ежедневное техническое обслуживание, отчетность и настройку конфигурации функций, таких как NOC — вычисление доли чистой нефти по стандарту API.

Все расчеты производятся внутри прибора. Пользователю остается только определить несколько параметров, связанных с жидкостью.

Заключение

Функция вычисления объема чистой нефти в соответствии со стандартом API встроена в расходомер Rotamass TI, и это дает пользователю реальное преимущество, позволяя сократить дополнительные затраты на специальный поточный компьютер, его защитный корпус, кабели или разработку специального программного обеспечения. Возможность расчета концентрации воды также дает ценное представление о производительности сепаратора.

Расходомеры Rotamass TI (рис. 3) — это не только высокоточные приборы измерения расхода, но и интеллектуальные устройства, способные обрабатывать данные и предоставлять необходимую информацию пользователю.

Компания Yokogawa основана в 1915 г., представлена в 60 странах мира и занимается передовыми исследованиями и инновациями, активно работает в сегментах промышленной автоматизации и контроля (IA), испытаний и измерений, авиации и других отраслях. Сегмент IA играет жизненно важную роль в широком спектре отраслей промышленности, включая нефтяную, химическую, газовую, энергетическую, металлургическую, целлюлозно-бумажную, фармацевтическую и пищевую. Ориентируясь на этот сегмент, Yokogawa помогает компаниям максимизировать свою прибыль, предлагая широкий спектр высоконадежных продуктов для предоставления премиальных решений и услуг. Дополнительную информацию о Yokogawa можно получить, посетив сайт www.yokogawa.ru либо www.yokogawa.com.

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации, и может быть использовано в других отраслях промышленности, например, при анализе токсичных и взрывоопасных жидкостей. Сущность изобретения: способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины заключается в следующем. Отбирают пробу пластовой жидкости из магистрального трубопровода в мерную емкость, при этом воздействуют на поток жидкости, пропуская ее через жиклер. Одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости, получают информационный сигнал по расходу жидкости в реальном масштабе времени в виде импульсов, суммируют импульсы, полученные при различных перепад давления, с записью в разные ячейки памяти счетно-решающего устройства в соответствии с сигналом дифференциального манометра, установленного на жиклере. Затем определяют объемную долю нефти, кинематическую вязкость нефти и воды из математических выражений.

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации, но может найти применение и в других отраслях промышленности, например, при анализе несмешивающихся жидкостей, особенно при анализе токсичных и взрывоопасных жидкостей.

Известен способ определения состава пластовой жидкости, заключающийся в том, что отбирают пробу из магистрального трубопровода скважины и определяют ее физические показатели, после чего сопоставляют полученные данные и устанавливают нефтенасыщенность пластовой жидкости.

Однако известный способ не отличается оперативностью, точностью и качеством при определении составляющих компонентов пластовой жидкости.

Предлагаемый способ позволяет повысить производительность, точность и качество при определении объемного состава нефти в пластовой жидкости, поступающей из скважины, повысить оперативность и эффективность работы, не нарушая экологию.

Предлагаемый способ характеризуется тем, что при отборе жидкости осуществляют воздействие на поток отбираемой пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер в мерную емкость. Одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости и получают информационный сигнал по расходу жидкости, например, в виде импульсов, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах давления нефти на жиклере P_н и воды P_в в реальном масштабе времени t_н и t_в в счетно-решающем устройстве, затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости q_н и кинематическую вязкость нефти _н и воды _в и далее осуществляют сбрасывание отобранной жидкости в магистральный трубопровод, одновременно осуществляя повторное измерение объемной доли нефти и воды. Способ характеризуется тем, что определяют перепад давления на жиклере P_н, P_в, разделяют информационный сигнал по расходу нефти и воды, фиксируют изменение расхода и перепад давления в реальном масштабе времени, используя при этом выражения где коэффициент трения, v скорость потока, м/с, g удельный вес жидкости, кт/м³, L, d длина и диаметр жиклера, м, Re число Рейнольдса, n вязкость жидкости, Пас.

Объемную долю нефти находят из выражения где N_н количество импульсов, зарегистрированных при прохождении нефти через жиклер и зафиксированных в счетно-решающем устройстве,
N_в количество импульсов, зарегистрированных при прохождении воды через жиклер,
а кинематическая вязкость нефти _н и воды _в определяется выражением

где D постоянная прибора,
t_н, t_в время прохождения нефти и воды через жиклер, с.

Способ осуществляется следующим образом.

Пластовую жидкость отбирают снаружи из магистрального трубопровода скважины путем закачивания ее под пластовым давлением в мерную емкость (гидравлический цилиндр), затем одновременно с началом отбора воздействуют на поток пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер, размещенный перед входом в мерную емкость. При этом изменяют структуру потока, создавая перепад давлений на входе и выходе из жиклера, и измеряют расход жидкости при загрузке мерной емкости, то же при разгрузке. При этом получают информационный сигнал с помощью дифференциального манометра по расходу жидкости, далее суммируют с сигналами, полученными при различных перепадах давления нефти P_н и воды P_в и различном времени t_н и t_в прохождения жидкости через жиклер в счетно-решающем устройстве.

Одновременно фиксируют изменение объема посредством датчика, который выдает импульсы, также передаваемые в счетно-решающее устройство.

Изменение объема рассчитывается по формуле
Q = BN,
где N количество импульсов,
B постоянная прибора.

Объемную долю нефти q_н в пластовой жидкости фиксируют по сумме кодирующих сигналов, поступающих от дифференциального манометра в счетно-решающее устройство.

Величина объемного содержания нефти рассчитывается по формуле

где N_н количество импульсов, зарегистрированных при прохождении нефти через жиклер,
N_в количество импульсов, зарегистрированных при прохождении воды через жиклер.

Определяют величину вязкости нефти _н и воды _в по формуле

где D постоянная прибора.

Объемная доля нефти в пластовой жидкости q_н и кинематическая вязкость нефти _н и воды _в определяют повторно при сбрасывании отобранной жидкости в магистральный трубопровод.

Формула изобретения

Способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины, заключающийся в том, что при отборе пробы из магистрального трубопровода скважины измеряют физические показатели состава пластовой жидкости, сопоставляют эти показатели, при этом определение объемной доли и физических параметров осуществляют без разделения компонентов смеси, отличающийся тем, что при отборе пластовой жидкости воздействуют на ее поток, пропуская через жиклер в мерную емкость, одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости, получают информационный сигнал по расходу жидкости, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах даввления и различном времени, в счетно-решающем устройстве, затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости и кинематическую вязкость нефти и воды, после чего осуществляют сбрасывание отобранной жидкости в магистральный трубопровод, осуществляя повторное измерение объемной доли нефти и кинематической вязкости нефти и воды, при этом объемную долю нефти находят из выражения

где N_н количество импульсов, зарегистрированных при прохождении нефти через жиклер;
N_в количество импульсов, зарегистрированных при прохождении воды через жиклер,
а кинематическую вязкость нефти _н и воды _в находят по формулам


где D постоянная прибора;
t_н и t_в — время прохождения нефти и воды через жиклер, с;
P_н и P_в — перепад давления нефти и воды на жиклере, Па.

Доля — нефть

Cтраница 1

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.
 [2]

Доля нефти в рассматриваемом двухфазном потоке перед оторочкой мицеллярного раствора определяется фазовыми проницаемостями для нефти и воды в зависимости от соотношения насыщенностей. Рассмотрим элемент перового пространства, расположенный вблизи входного сечения пласта. В начальный момент закачки в пласт мицеллярного раствора в объеме элемента движется только вода при остаточной нефтенасыщенности. При подходе фронта оторочки к элементу в него, благодаря полному поршневому вытеснению, втекает жидкость с некоторым содержанием нефти, а вытекает по-прежнему, только вода. Это вызывает соответствующее возрастание средней нефтенасыщенности в элементе, отражающее начало формирования вала вытесняемой нефти.
 [3]

Доля нефти в балансе потребления снизится с 50 2 % в 1979 г. до 45 7 % в 1985 г. и 39 2 % в 1990 г. При общем росте потребления нефти в капиталистическом мире с 2565 млн. т в 1979 г. до 2915 млн. в 1990 г. в его развитой части он незначительно снизится — с 1 816 млн. до 1 773 млн. т, а нетто-импорт нефти увеличится с 1 203 млн. до 1 250 млн. т соответственно.
 [4]

Доля нефти и газа в мировом энергетическом балансе непрерывно возрастает. Это определяется удобством применения и дешевизной этих видов топлива по сравнению с каменным углем.
 [5]

Доля нефти в потоке ( Г 1 — /) есть, согласно теории Баклея — Леверетта, функция нефтенасыщенности SOH в газовой зоне.
 [6]

Доля нефти и газа в общем потреблении энергии развивающихся и капиталистических стран составляет ныне почти две трети.
 [7]

Доля нефти и природного газа в мировом энергетическом балансе все возрастает.
 [8]

Доля нефти и газа в энергетическом балансе стран мира растет быстрее, чем доля других источников энергии. По мнению ученых, увеличение потребления нефтепродуктов во всем мире будет продолжаться как минимум до 2000 г. Это объясняется, в частности, тем, что нефть и газ обладают наиболее высокой теплотворной способностью. Эти цифры иллюстрируют огромный экономический выигрыш при транспортировке нефти.
 [9]

Доля нефти и газа в топливном балансе страны непрерывно увеличивается. Для нашей страны с ее огромными пространствами и значительной удаленностью крупных месторождений нефти от потребителей первостепенное значение имеет транспорт нефти на большие расстояния.
 [10]

Доля нефти и газа в общей добыче минерального топлива в СССР за последние годы непрерывно увеличивалась, что видно из таблицы.
 [11]

Долю нефти, растворенной в газе, / 2j определяем по данным Сейджа и Леси.
 [12]

Долю нефти в продукции / и коэффициент охвата Р0, соответствующие приведенным значениям t, находим из таблиц [17] или по кривым, построенным по этим таблицам.
 [13]

Долю нефти в добываемой жидкости определяют как отношение расхода нефти к суммарному расходу воды и нефти.
 [14]

Определяется доля нефти в потоке жидкости каждой.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4