Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП

Как видно из графиков, с уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растет, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения. Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности, свойственны нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи

Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти н колеблются в пределах 0,414,0 ГПа–1, коэффициент н определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти она увеличивается в объеме (иногда на 50÷60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом ϵ (эпсилон). Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом (тета):

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. насколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

В лабораторных условиях сжимаемость, как правило, определяется в процессе PVT-анализа (Pressure — давление, Volume — объем, Temperature — температура) пластовой нефти или при анализе газосодержания (см. ниже).

Рис. 6.27 — Внешний вид установки для PVT-анализа пластовой нефти, используемой в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

6.1.1.5. Измерение газосодержания

Газосодержание — количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

В 2000 г. Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР) Госстандарта России разработаны рекомендации, устанавливающие методику выполнения измерений (МВИ) остаточного газосодержания, включающего остающийся в нефти после сепарации свободный и растворенный газ «МИ 2575-

2000» [54].

При выполнении измерений свободного газа применяют прибор УОСГ-100 СКП (рис. 6.28).

Рис. 6.28 — Прибор УОСГ-100 СКП: 1 — пробоотборная камера; 2 — термостатирующая рубашка; 3 — клапанный узел;

4 — манометрический узел; 5 — плунжер; 6 — линейная шкала; 7 — визир; 8 — лимб; 9 — корпус

При выполнении измерений растворенного газа применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

1. Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП (рис. 6.29), который предназначен для измерения содержания в нефти растворенного газа (МИ 2575-2000) и давления насыщенных паров (ДНП) нефти и нефтепродуктов (ГОСТ Р 8.601-2003) [5, 47].

Рис. 6.29 — Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП

Прибор применяется при оценке качества товарной и стабильности сырой нефтей, определении количества выделяющихся в резервуарах углеводородов и поправочных коэффициентов на наличие в нефти растворенного газа. Функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления (рис. 6.30).

Измерительный блок имеет в своем составе: дозировочную 1 и измерительную 2 камеры с подвижными поршнями 3, 4; входной 5 и выходной 6 клапаны; микровыключатели 7; узел турбулизации с газовой камерой 8, заполненной азотом, манометром 9 и вентилем 10; термостатирующую рубашку 11; датчик давления 12; электропривод 13; фильтр 15.

Узел управления 14 связан с электроприводом 13, датчиком давления 12 и микровыключателями 7. Он обеспечивает работу прибора в режимах измерений ДНП и растворенного газа.

Рис. 6.30 — Схема подключения прибора УОСГ-100 СКП

ктрубопроводу (вид сверху)

2.Термостат для поддержания температуры в диапазоне от 0 до 60°С с погрешностью не более 0,1°С (рассматривался ранее).

3.Индивидуальный пробоотборник ИП-1 вместимостью не менее 230 мл (рассматривался ранее).

Используемые методы:

Метод измерений свободного газа заключается в изотермиче-

ском сжатии до заданного давления отобранной пробы нефти, определении уменьшения ее объема и последующей обработке полученных данных. При этом по полученным значениям Р и ∆V проводят вычисление величины относительного количества свободного газа:

где Vк — объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту, 10–6 × м3;

P0 — первоначальное избыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;

— коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора, 1/МПа.

Результаты измерений оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 6.7.

Таблица 6.7 —Форма записи результатов измерений в журнале

Среднее значение содержания свободного газа рассчитывается по формуле:

∑ сг

= =1 . (6.16)

Содержание свободного газа до 0,1% включительно оценивается как его отсутствие.

Метод измерения растворенного газа заключается в герме-

тичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти с созданием в камере термодинамического равновесия системы «нефть — газ» последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено с большей и меньшей стороны к заданному, и последующей обработке полученных данных.

Величину растворенного газа при заданных значениях давления Р0 и температуре t0 определяют по формулам:

6.1.1.6. Измерение газового фактора

Газовый фактор — это:

отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и

температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре;

показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.