Патент на изобретение №2386951

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПОПУТНОЙ НЕФТИ В ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к области исследования состава и свойств углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины включает определение плотности нефти инфракрасным спектрометром. Строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности. Перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы. Измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы. Изобретение позволяет повысить точность измерения и расширить диапазон измеряемых концентраций, а также обеспечивает сокращение затрат времени на подготовку пробы. 1 табл., 7 ил.

Изобретение относится к области исследования состава и свойств углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений, а именно к фотометрическим способам определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатных скважин. Достоверное и оперативное получение этой информации необходимо для учета массовой доли нефти в отправляемой потребителям газоконденсатной продукции, а также для оптимизации режимов эксплуатации скважин и контроля продвижения контура нефтеносности к забою эксплуатационных скважин в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Известен способ определения содержания нефти в газоконденсатной продукции скважин с помощью капиллярной газожидкостной хроматографии, по данным которой оценивается степень сближения углеводородного состава нефти и конденсата каждой добывающей скважины (журнал «Геология нефти и газа», 4, 1994, с.19-22).

Указанный способ основан на анализе особенностей изменения во времени углеводородного состава конденсатов и нефтей и использовании геохимических коэффициентов, представляющих собой отношение сумм концентраций м-алканов с различным числом атомов углерода в молекуле.

Однако указанный способ не обеспечивает оперативное получение информации о количественном содержании нефти в смеси.

Из известных способов определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины наиболее близким по назначению к предлагаемому является способ определения содержания нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающий определение плотности нефти – жидких углеводородов и их содержания в зависимости от плотности (SU 1514918A1, Е21В 47/00, опубликованный 15.10.1989).

Известный способ не обеспечивает возможность получения точной информации о насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами.

Известны также способы определения оптической плотности жидких и газообразных углеводородов в ифракрасном диапазоне на заранее выбранных длинах волн, измерение оптической плотности исследуемой пробы в максимуме выбранной полосы поглощения, построение калибровочной зависимости оптической плотности от концентрации жидкого углеводорода в растворителе – алкане, используемом также для холостой пробы, определение содержания концентраций жидкого углеводорода в соответствии с калибровкой (SU 142809 A, G01N 21/35, 01.10.1961).

Точность такого анализа выше химических или расчетных методов определения содержания углеводородов, однако способ также имеет недостаточную чувствительность для определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, жидких фаз, близких по плотности, ограниченный диапазон измеряемых концентраций, т.к. использует выбранные полосы поглощения инфракрасной области спектра, исследуемых веществ и их растворов, ни одна из которых не перекрывается с полосами поглощения разбавителей.

Задачей настоящего изобретения является повышение точности измерения и расширение диапазона измеряемых концентраций за счет выбора длины волны, на которой происходит максимальное поглощение светового потока, прошедшего через смесь газоконденсат-нефть, а также повышение оперативности и упрощение способа за счет сокращения затрат времени на подготовку пробы.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающем определение плотности нефти и ее содержания в зависимости от плотности, согласно изобретению плотность определяют инфракрасным спектрометром, строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности, перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы, а измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы.

Используемый участок ближнего диапазона инфракрасного спектра от 2700 до 3000 нм, в котором можно различать и определять количественно содержание нефти и ее фракций в газоконденате, был найден экспериментально.

В качестве растворителя при построении калибровочной зависимости и в качестве холостой пробы можно использовать один из н-алканов – от С₆ до С₁₀, по своим оптическим свойствам наиболее близкий к исследуемым газоконденсатам, в данном случае использовался декан.

В дальнейшем сущность способа поясняется описанием примера его выполнения, иллюстрирующими рисунками 1-7 и таблицей. Известно, что основной проблемой методов ИК-спектрометрического определения содержания попутной нефти в газоконденсате является выбор вещества, обладающего стабильными спектральными параметрами, для использования в опорной кювете в качестве холостой пробы и получение на его основе калибровочных зависимостей, которые позволили бы наиболее достоверно измерять концентрацию нефти в исследуемом растворе – продукции нефтегазоконденсатной скважины. Использование для этих целей газоконденсата с одной скважины практически невозможно из-за большого разнообразия углеводородного состава получаемых газоконденсатов. А если принимать во внимание нефти, поступающие в призабойную зону эксплуатируемых скважин из нефтяных оторочек, задача может оказаться неразрешимой.

Наиболее оптимальным вариантом решения этой задачи является изучение спектральных характеристик каждой вновь вводимой в эксплуатацию газовой скважины, что, как правило, гарантирует получение “чистых” конденсатов, т.е. без значимых примесей нефти. Определение оптической плотности этих конденсатов с последующим сохранением ее значений и проведение калибровок с нефтями близко расположенных к данной скважине участков позволит длительное время вводить в анализатор (например, типа ИКАР-3) значение этой оптической плотности в качестве холостой пробы и использовать калибровки (при, естественно, устойчивом сохранении метрологических параметров прибора и несущественных изменениях углеводородного состава конденсата). Устойчивость этих параметров должна проверяться периодической калибровкой прибора с использованием первоначального значения оптической плотности в качестве опорного значения холостой пробы.

В условиях, когда необходимо измерять содержание нефти в давно эксплуатируемых скважинах, т.е. когда в газоконденсате уже присутствует нефть, необходим выбор подходящего вещества для использования в качестве холостой пробы при проведении калибровки и измерениях.

В результате проведенных исследований спектров различных конденсатов и некоторых фракций из них, а также некоторых индивидуальных углеводородов (в основном алканов) для использования при проведении калибровок и, соответственно, измерений установлено, что декан очень близок по уровню максимального сигнала к газоконденсату, содержание нефти в котором порядка 0,1%, и, следовательно, целесообразно использование декана в качестве холостой пробы и как растворителя при проведении калибровок. На фиг.1 представлены спектры 4х газокондесатов с минимальным содержанием нефти, а на фиг.2 показаны спектры алканов С6-С8-С10 и газоконденсата ГК9.

Исходя из имеющихся спектральных характеристик изученных газоконденсатов проведены калибровки. На фиг.3 приведены калибровочные зависимости, построенные для нефти, растворяемой в декане, а на фиг.4 для этой же нефти, растворяемой в газоконденсате. В опорной кювете в качестве холостой пробы находился декан или газоконденсат соответственно.

При калибровке оптическую длину (2, 5 или 10 мм) кюветы выбирают исходя из условия, чтобы оптическая плотность исследуемого раствора относительно холостой пробы не превышала 0,8-0,9.

Коэффициент поглощения К_э из полученной калибровочной зависимости вида У=К_х определяют в соответствии с формулой К_э=1/Кl, где l – оптическая длина кюветы, в которой проводились измерения. Коэффициент поглощения К_э вводят в память микрокомпьютерной системы спектрометра, которая рассчитывает концентрацию нефти в соответствии с измеренной оптической плотностью исследуемого раствора.

Исследуемый раствор и холостую пробу перед проведением измерений предварительно сканируют в узком диапазоне спектра, а именно в диапазоне от 2700 нм до 3000 нм, т.к. сканирование спектра пробы позволяет определить длину волны, на которой в дальнейшем проводятся измерения. Эта длина волны должна соответствовать максимальному значению уровня светового сигнала исследуемого раствора в указанном диапазоне спектра, преобразованного фотоприемником в напряжение, зарегистрированное микрокомпьютерной системой прибора, т.к. только в этом случае можно получить достоверные измерения оптической плотности исследуемой пробы. Это связано с тем, что в углеводородной системе газоконденсат – нефть происходит смещение длины волны максимума поглощения в зависимости от соотношения компонент в исследуемом растворе.

Так как измерения содержания нефти в калибровочном растворе и в исследуемой пробе производятся на длине волны, соответствующей максимальному значению уровня светового сигнала каждой из этих проб, то учет оптической плотности холостой пробы осуществляется при калибровке и при измерениях таким образом, что вместо холостой пробы в память микрокомпьютерной системы спектрометра вводится ее оптическая плотность, предварительно измеренная на длине волны, соответствующей максимальному уровню светового сигнала холостой пробы – декана при сканировании спектра в диапазоне 2700-3000 нм.

В связи с тем что невозможно подобрать две кюветы даже равной оптической длины с одинаковыми оптическими параметрами, измерения необходимо проводить в одной кювете последовательно.

Кроме того, из-за быстрой испаряемости газоконденсата все измерения проводятся в кювете, герметически закрытой крышкой из маслобензостойкой резины.

На фиг.5 представлена зависимость изменения длины волны, соответствующей максимуму светового сигнала при сканировании спектра, от содержания нефти в газоконденсате, полученная при измерении калибровочных растворов для системы нефть – газоконденсат. Хорошо видна регулярность изменения длины волны максимума уровня сигнала фотоприемника прибора в зависимости от концентрации нефти. Следует заметить, что при проведении калибровки с использованием декана этого не происходит.

Именно эта зависимость может служить калибровкой для оценки содержания нефти в газоконденсате, т.к. спектральные измерения многих нефтей и конденсатов одного месторождения дают постоянное значение длины волны максимума уровня сигнала в выбранном диапазоне (2700-3000 нм).

На фиг.6 показан спектр газоконденсата, снятый (сканированный) на приборе ИКАР-3 во всем диапазоне работы прибора.

На фиг.7 показаны спектры этого же газоконденсата и нефти (ТН-товарная нефть, т.е. та, что отправляется потребителю) – оба из Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ).

Здесь хорошо видно, что уровни сигнала (по оси «у» – в условных единицах) существенно различны. Это и позволило проводить дальнейшие исследования в этой области спектра.

В соответствии с полученными калибровочными зависимостями, представленными на фиг.3 и 4, были проведены измерения содержания нефти в конденсатах, в которых были проведены аналогичные измерения фотоколометрическим методом с помощью прибора КФК-3.

ИК-спектрометрические измерения проводились на анализаторе растворов инфракрасном ИКАР-3 с использованием двух калибровок – усредненной по газоконденсату и по декану.

В таблице представлены результаты этих измерений, где приняты следующие обозначения:

D – оптическая плотность;

ГК – газоконденсат;

Кэ – коэффициент поглощения;

С, % об.- концентрация нефти в % (объемных);

С, % масс.- концентрация нефти в % (массовых).

Таблица 1
D холостой пробы	D измеренное	Кэ	С, % об. ИКАР-3	С, % масс.ИКАР-3	С, % масс.КФК-3
Газоконденсат ГК10
0.795 (ГК)	0,0344	41,67	7,18	5,88	3,32-5,81
0,7726	0,0483	40,816	9,85	8,05
Газоконденсат ГК12
0.795 (ГК)	0,063	41,67	13,1	10,7	6,35-11,64
0,7726	0,0785	40,816	16,23	13,3

Видно, что измерения концентрации нефти по конденсату дают меньшие значения, что можно объяснить наличием нефти в каждом из конденсатов, используемых для получения усредненной калибровки. Каждое из приведенных в таблице значений получено как среднее 10 измерений.

Формула изобретения

Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины, включающий определение плотности нефти и ее содержания в зависимости от плотности, отличающийся тем, что плотность определяют инфракрасным спектрометром, строят калибровочную зависимость оптической плотности от концентрации нефти в растворителе в виде «чистого газоконденсата» или алкана, используемого в качестве холостой пробы при калибровке и последующих измерениях концентрации нефти в исследуемой пробе по величине оптической плотности, перед измерением оптической плотности холостой и исследуемой пробы предварительно осуществляют сканирование спектра проб в диапазоне 2700-3000 нм и фиксирование максимального значения интенсивности светового сигнала в указанном диапазоне спектра для каждой пробы, а измерение оптической плотности исследуемой пробы производят на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала с учетом измеренного значения оптической плотности холостой пробы, измеряемой на длине волны, соответствующей зафиксированному максимальному значению сигнала холостой пробы.

РИСУНКИ