Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства

Вискозиметры, действие которых основано на ультразвуковом методе вискозиметрии, нельзя отнести к классу вискозиметров с широким диапазоном измерений. К классу высокотемпературных вискозиметров их также нельзя отнести в силу величины относительной погрешности, возникающей при высокотемпературной вискозиметрии и свойств материалов прибора.

Средства измерения вязкости (вискозиметры)

Классификация вискозиметров

· по температуре исследуемой среды различают высокотемпературные вискозиметры и вискозиметры, изготовленные из нетермостойких материалов;

· по свойствам исследуемой вязкой среды различают универсальные вискозиметры и специальные (т.е. предназначенные для измерения вязкости сред с определёнными заранее известными свойствами, например ньютоновских жидкостей);

· по методу вискозиметрии различают капиллярные, вибрационные, ультразвуковые, ротационные, пузырьковые, вискозиметры с падающим шариком;

· по точности измерений различают высокоточные вискозиметры и даже т.н. образцовые вискозиметры;

· по области применения различают промышленные, лабораторные, медицинские и полевые вискозиметры.

Вискозиметр вибрационный

Вибрационный вискозиметр в самом простом случае представляет из себя резервуар с вязкой жидкостью и некоторое тело (пластина, шар, цилиндр), называемое зондом вискозиметра, которое производит вынужденные колебания в вязкой среде.

Сущность эксперимента заключается в определении изменений параметров вынужденных колебаний зонда вискозиметра при погружении его в вязкую среду. Руководствуясь теорией метода вибрационной вискозиметрии, по значением этих параметров определяют вязкость среды.

Вибрационый вискозиметр имеет значительно большую по сравнению с ротационными вискозиметрами чувствительность и также может быть применён для сред температурой до 2000 °C в инертной атмосфере или вакууме при наличии как больших, так и сравнительно малых масс расплавов.

В настоящее время для измерения динамической вязкости широко применяют электронные вибрационные вискозиметры, в которых зонд совершает вынужденные колебания под воздействием импульсов электромагнитного вибратора со встроенным датчиком амплитуды.

Вибрационные высокотемпературные вискозиметры с электронным дистанционным управлением могут использоваться в условиях агрессивных средств.

Относительная погрешность измерений при использовании вибрационного вискозиметра составляет ±0,5-1%. При работе расплавами в интервале 700--1900 °C общая погрешность вискозиметра увеличивается и может составить ±3-5% [48].

Вискозиметр Гепплера

Вискозиметр Гепплера относится к вискозиметрам с движущимся в исследуемой среде шариком. Действие вискозиметра Гепплера основано на законе Стокса о шарике, падающем в неограниченной вязкой среде.

Вискозиметр представляет собою трубку, выполненную из прозрачного (или непрозрачного) материала, в которую помещается вязкая среда. Вязкость определяется по скорости прохождения падающим шариком промежутков между метками на трубке вискозиметра, исходя из формул метода падающего шарика вискозиметрии.

При использовании вискозиметра Гепплера возникают трудности, связанные с непрозрачностью вязкой среды либо трубки вискозиметра. В этом случае сложно определить местонахождение шарика; с целью преодоления такого характера трудностей были сделаны попытки внедрения в шарик вискозиметра материалов, излучающих рентгеновские лучи. В настоящее время в вискозиметрах типа вискозиметров с падающим шариком применяется способ регистрации магнитных полей. Вискозиметр Гепплера и подобные ему вискозиметры используются для измерения вязкости различных сред и позволяют вести измерения с погрешностью в пределах 1-3%. Вискозиметр Гепплера, снабжённый термостатирующей баней, часто характеризуется как универсальный высокотемпературный вискозиметр [49].

Вискозиметр Брукфильда

Вискозиметр Брукфильда - высокоточный прибор для поточного измерения вязкости сред. Поточные промышленные вискозиметры Брукфильд (Brookfield) используют в своём устройстве ротационный метод вискозиметрии и широко применяются на нефтяных и газовых скважинах, где необходим непрерывный контроль вязкости сред.

Вискозиметр капиллярный

Капиллярный вискозиметр представляет собою один или несколько резервуаров данного объёма с отходящими трубками малого круглого сечения, или капиллярами. Принцип действия капиллярного вискозиметра заключается в медленном истечении жидкости из резервуара через капилляр определенного сечения и длины под влиянием разности давлений. В автоматических капиллярных вискозиметрах жидкость поступает в капилляр от насоса постоянной производительности.

Суть опыта при определении вязкости состоит в измерении времени протекания известного количества жидкости при известном перепаде давлений на концах капилляра. Дальнейшие расчёты ведутся на основании закона Пуазейля.

Капиллярный вискозиметр за счёт простоты устройства и возможности получения точных значений вязкости нашёл широкое распространение в вискозиметрии жидкостей (масел, расплавов). Несмотря на кажущуюся хрупкость тонких капилляров, многие капиллярные вискозиметры являются высокотемпературными вискозиметрами.

Однако в случае, если температура вязкой жидкости достаточна высока, возникает трудность в подборе материала вискозиметра, который может как изменить форму (изменение диаметра капилляра вискозиметра недопустимо, см. Капиллярный метод вискозиметрии), так и вступить во взаимодействие с вязкой жидкостью, что плохо отразится на точности данных измерения вязкости.

Относительная погрешность измерений при использовании капиллярного вискозиметра составляет 0,1-2,5%

Вискозиметр ротационный

В вискозиметре ротационном исследуемая вязкая среда помещается в зазор между двумя соосными телами правильной геометрической формы (цилиндры, конусы, сферы или их сочетания). Одно из тел, называемое ротором, приводится во вращение с постоянной скоростью, другое остаётся неподвижным. Принцип действия вискозиметра ротационного основывается на нескольких положениях. Вращательное движение от одного тела (ротора) передается жидкостью к другому телу. Теория ротационного метода вискозиметрии предполагает отсутствие проскальзывания жидкости у поверхностей тел. Следовательно, момент вращения, передаваемый от одной поверхности к другой, является мерой вязкости жидкости.

Суть опыта при определении вязкости состоит в измерении крутящего момента при заданной угловой скорости или по угловой скорости при заданном крутящем моменте. Для этих целей вискозиметр ротационный снабжён динамометрическим устройством. Устройства, применяемые в вискозиметрах ротационных для измерения моментов и угловых скоростей, подразделяются на механические и электрические. Дальнейшие расчёты ведутся на основании теории метода ротационной вискозиметрии.

В настоящее время наиболее распространены вискозиметры электро-ротационные: внутренний цилиндр, погруженный в вязкую среду, приводится во вращение электродвигателем. Вращающийся с постоянной скоростью ротор вискозиметра при погружении в жидкость или расплав встречает сопротивление равномерному вращательному движению, на валу двигателя возникает тормозящий момент, прямо пропорциональный вязкости среды, что вызывает соответствующее изменение электрических регистрируемых характеристик двигателя.

Следует отметить важную особенность вискозиметров ротационных: выполненный из термостойких материалов, вискозиметр ротационный, может представлять из себя высокотемпературный вискозиметр.

Вискозиметры ротационные используются для измерения вязкости сред при температурах от -60°C (масла) до +2000°C (расплавы металлов и силикатов) и позволяют вести измерения с погрешностью в пределах ±3-5%.

Чашечные вискозиметры

Чашечные вискозиметры - приборы для измерения вязкости жидких сред, выполненные в форме воронки (или чашечки) и использующие в своём устройстве капиллярный метод вискозиметрии.

В нефтянной промышленности используются как ротационные вискозиметры системы Brookfield, так и полевые чашечные капиллярные вискозиметры, позволяющие с достаточной степенью точности определить вязкие свойства нефти.

Ультразвуковые вискозиметры

Существует несколько типов ультразвуковых вискозиметров. Один из них, наиболее часто применяющийся, основан на принципе демпфирования. Если металлический стержень, помещенный в жидкость, коротким ударом заставить колебаться, то через некоторое время колебания затухнут. При этом скорость спадания амплитуды будет зависеть от вязкости среды. Чем больше вязкость, тем быстрее затухают колебания.

Ультразвуковой вискозиметр прост по устройству, малогабаритен, надежен в эксплуатации и обеспечивает достаточную точность измерения. Он состоит из трех основных узлов: датчика-зонда, электронного блока и соединительного кабеля.

Наиболее важный элемент прибора - датчик-зонд. Чувствительным элементом датчика служит плоская прямоугольная пластинка из ферромагнитного или пьезоэлектрического материала толщиной 0,2-0,4 миллиметра. Такие вискозиметры применяются в нефтяной промышленности.

Устройство состоит из датчика 1 и электронного блока 2. Датчик с помощью резьбового соединения 9 и уплотнительного кольца 8 устанавливается в бак с контролируемой жидкостью или в трубу, по которой прокачивается жидкость. Датчик содержит корпус 3, в котором закреплен через демпфирующий узел 5 магнитострикционный элемент 4 в его узловой точке.

Магнитострикционный элемент представляет собой тонкую пластинку размером 37 мм Ч 6 мм Ч 0,03 мм, выполненную из аморфного металлического стекла Metglas 2826 MB.

На внешней поверхности корпуса 3 (в кольцевой канавке, охватывающей магнитострикционный элемент в его центральной части) намотана электромагнитная катушка 6 симметрично относительно концов магнитострикционного элемента 4, при этом витки катушки охватывают магнитострикционный элемент.

В корпусе 3 также вмонтирован измеритель температуры 7 на расстоянии h=1 мм (не более 3 мм) от магнитострикционного элемента 4. Измеритель температуры представляет собой термометр сопротивления, в частности термометр платиновый (тип MR518G, фирмы Heraeus) с диаметром 1,8 мм и длиной 5 мм, который обеспечивает точность измерения .

Корпус имеет отверстия для протекания жидкой среды к измерителю температуры 7 и магнитострикционному элементу 4. Торец корпуса закрыт защитной сеткой 13. Датчик 1 соединен с электронным блоком 2 электрическим кабелем 10.

Последовательность выполнения операций измерения вязкости.

Тема вискозиметрии и её методов мало распространена и фактически не упоминается в повседневной жизни, но, по истине, прибор вискозиметр занимает достойное место в списке гениальных изобретений человечества [53].

Измерение испаряемости.

Испаряемость - свойство нефти терять легкие фракции. С явлением испарения нефтей и нефтепродуктов приходится считаться главным образом при их хранении и транспортировке.

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой весьма сложные смеси различных углеводородов и неуглеводородных соединений с разными температурами кипения, то речь может идти лишь о температурных пределах, в которых выкипает та или иная смесь. Температура кипения нефти колеблется в интервале 50-550°С.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения. Легкие нефти вскипают при 50-100°С, тяжелые - при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов, поэтому при понижении температуры они выпадают из нефти в осадок. При извлечении нефти из высокотемпературных пластовых условий на земную поверхность по стволу буровой скважины парафины откладываются на стенках труб.

Различие температур кипения углеводородов, входящих в состав нефтей, широко используется на практике для разделения нефти на температурные фракции (франц. «фрактьон» - доля, часть от лат. «фракцио» - излом, ломание). Так, при нагревании нефти до 180-200 °С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250 °С - лигроиновой, при 250-315 °С - керосиновогазойлевой и при 315-550 °С - масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с С 11 - C 1, газойлевая - с C l4 C 17 и т. д.

Обычно нефти плотностью менее 0,9 начинают кипеть при температуре, которая ниже 100°С. Температура начала кипения нефти зависит от ее химического состава. Так, при одной и той же плотности нафтеновые и ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые.

В 2003 г. в Казани Научно-производственным центром «СКПнефть» разработана Методика выполнения измерений МИ 2795-2003 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения».

Данная Методика распространяется на потенциальные потери углеводородов от испарения, которые могут возникнуть в системах подготовки и транспорта при поступлении в них нефти с давлением насыщенных паров (ДНП) выше заданной величины, в диапазоне 0,15 ... 2,00 % масс, и устанавливает методику выполнения их измерений.

При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

· Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП. (зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 16774-03).



Рис.6.16. Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП.

Прибор функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления. Измерительный блок включает в себя пробоотборную (1) и измерительную (2) камеры с поршнями (3) и (4), входным (5) и выходным (6) клапанами, термостатирующими рубашками (7) и вспрыскным клапаном (8), а также имеет датчик давления (13) и подпорную газовую камеру (14). Привод измерительного блока состоит из двигателя (9), одноступенчатого редуктора (10), винтовой ходовой пары с визиром (11) и микровыключателями (12). Блок управления (15), соединенный с приводом, датчиком давления, позволяет проводить измерения в ручном и автоматическом режимах.

Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти или нефтепродукта, расширении измерительной камеры до объема, необходимого для создания заданного соотношения фаз, впрыске в нее отобранной пробы и приведении тем самым системы «жидкость - пар» в термодинамическое равновесие, регистрации давления.

· Индивидуальный пробоотборник ИП-1 по ТУ 3663-003-12754454-97 (для нефти, содержащей воду в свободном состоянии и газ. Предназначен для отбора проб нефти и нефтепродуктов, их автоматической подачи в прибор на анализ. Пробоотборник может работать как в горизонтальном, так и в вертикальном положении.

Таблица 6.2.

Технические характеристики пробоотборника ИП-1

Объем отбираемой пробы, мл	250.
Максимальное давление отбора, МПа	2,5.
Масса, кг, не более	3,5.
Габаритные размеры, мм не более	140х380х150.

Пробоотборник состоит из заборной камеры и пресса. Заборная камера имеет в своем составе штуцер входной (1), нижнюю часть рабочего цилиндра (2), выполненную из оргстекла, верхнюю стальную часть цилиндра (3), штуцер выходной (10), манометр (11), вентиль входной (12), вентиль выходной (13) и опору (14). Пресс включает в себя: линейную шкалу (4), штурвал (5), визир (6), шток (7), пружину (8) и поршень (9). На нижней части рабочего цилиндра указывают номер пробоотборника и значения давлений, при которых пружина начинает сжиматься P_min и разжиматься Р_max.



Рис.6.18. Индивидуальный пробоотборник ИП-1.

При работе с пробоотборником проверяют, чтобы давление в трубопроводе не превышало 2,5 МПа. Затем, последовательно соединяют устройство, из которого отбирают пробу, с помощью шланга с входным штуцером. Надевают резиновую трубку на выходной штуцер и соединяют ее со сборной емкостью, связанной с атмосферой. Открывают заборное устройство и входной вентиль пробоотборника. Приоткрывают выходной вентиль, поддерживая тонкую струю жидкости, сливают в емкость около 50 мл нефти и закрывают выходной вентиль. После истечения 30 с закрывают входной вентиль и путем открытия выходного вентиля выпускают нефть до тех пор, пока давление не снизится до Р = Р_max. Движением штока вверх до упора проводят разжатие пружины, затем открывают входной вентиль и снова выполняют операцию, когда по истечении 30 с закрывают входной вентиль и путем открытия выходного вентиля выпускают нефть до тех пор, пока давление не снизится до Р = Р_max. Если в заборную камеру попала свободная вода или газ, что определяют визуально через прозрачную нижнюю часть рабочего цилиндра, их выпускают путем установки пробоотборника в горизонтальное положение и открытия выходного вентиля.

· Индивидуальный пробоотборник ИП-3 по ТУ 3663-003-12754454-97 (для нефти, не содержащей воду в свободном состоянии и газ).

Предназначен для отбора проб нефти, газа и нефтепродуктов, их автоматической подачи в прибор на анализ при заданной температуре. Пробоотборник может работать как в горизонтальном, так и в вертикальном положении.

Таблица 6.3.

Технические характеристики индивидуального пробоотборника ИП-3

Объем отбираемой пробы, мл	250.
Максимальное давление отбора, МПа	6,0.
Начальное давление для перемещения поршня, Р1МПа	0,1 ... 0,2.
Конечное давление для перемещения поршня, Р2, МПа	0,2 ... 0,3.
Масса, кг, не более	3,5.
Габаритные размеры, мм, не более	350х195х135.

Пробоотборник состоит из пробоотборной камеры и узла пресса. Пробоотборная камера включает в себя входной штуцер (1), цилиндр (2), выходной штуцер (9), термостатирующую рубашку (10), манометр (11), входной вентиль (12), выходной вентиль (13) и установочные опоры (14).

Узел пресса состоит из корпуса с линейной шкалой (3), рукоятки (4), визира (5), винта (6) с ходовой гайкой (15), пружины (7) и поршня (8).

Порядок работы. Подсоединяют пробоотборник к пробозаборному устройству с помощью шланга высокого давления. Надевают на выходной штуцер (9) резиновую трубку, направленную в открытую сборную емкость. Открывают пробозаборное устройство и вентили (12) и (13) на пробоотборнике. После слития в емкость около 50 мл продукта закрывают выходной вентиль (13), дают выдержку 30 с, закрывают входной вентиль (12) и отсоединяют пробоотборник. Если температура отбираемого продукта (t) ниже максимально ожидаемой температуры (t_max) при транспортировке и хранении, то, приоткрывая выходной вентиль (13), сливают 0,25(t_max - t) мл продукта.

Рис. 6.19. Индивидуальный пробоотборник ИП-3:

1 - входной штуцер; 2 - цилиндр; 3 - корпус поршня с линейной шкалой; 4 - рукоятка; 5 - визир; 6 - ходовой винт; 7 - пружина; 8 - поршень; 9 - выходной штуцер; 10 - термостатирующая рубашка; 11 - манометр; 12 - входной вентиль; 13 - выходной вентиль; 14 - установочные опоры; 15 - гайка; 16 - положение шланга высокого давления при отборе пробы; 17 - положение шланга высокого давления при измерении ДНП; 18 - фильтр.

· Испарительная камера ИК-2. Предназначена для испарения нефти при определении зависимости давления насыщенных паров от массы выделившихся углеводородов.

Таблица 6.4.

Технические характеристики испарительной камеры ИК-2

Вместимость камеры, мл, не менее	170.
Максимальное давление, МПа	0,5.
Масса, г, не более	350.
Габаритные размеры, мм, не более

Испарительная камера состоит из испарительного стакана (1) и крышки (2). Испарительный стакан включает в себя нижний поршень (3) и выходной клапан (4). Крышка в своем составе имеет трубку (5) с входным клапаном (6), верхний поршень (7), стяжные толкатели (8), вспомогательные толкатели (9), крепежные винты (10) и распределительный вентиль (11).

Рис. 6.20. Испарительная камера ИК-2.

Работа с испарительной камерой. Перед началом работ чистый сухой стакан (1) вместе с нижним поршнем (3) и выходным клапаном (4) взвешивают. Нижний поршень (3) с помощью стяжных толкателей (8) соединяют с верхним поршнем (7). Стакан (1) соединяют с помощью крепежных винтов (10) с крышкой (2) и соединенные поршни (3), (7), при открытых входном (6) и выходном (4) клапанах, с помощью стяжных толкателей (8) опускают в крайнее нижнее положение. Посредством распределительного вентиля (11) собранную испарительную камеру подключают к пробоотборнику и прибору.

Заполнение испарительной камеры. При открытом выходном клапане (4) и закрытом входном клапане (6) открывают распределительный вентиль (11).

После отбора проб нефти в прибор, приоткрывают входной клапан (6), через выходной клапан (4) сливают около 5 мл нефти и закрывают его. Полностью открывают входной клапан (6) и следят за заполнением испарительного стакана (1) нефтью по подъему стяжных толкателей (8). После достижения стяжными толкателями (8) крайнего верхнего положения закрывают вначале распределительный вентиль (11), а затем входной клапан (6).

Процесс испарения и отбора проб на анализ включает в себя следующие операции. Откручивают крепежные винты (10) и, придерживая одной рукой стакан, другой отворачивают стяжные толкатели (8). Плавно опускают испарительный стакан (1) на весы, фиксируют общую массу стакана с нефтью и дают выдержку во времени. После того, как масса нефти уменьшится на нужную величину, открывают входной клапан (6), отбирают в прибор около 8 мл нефти и закрывают входной клапан (6). После пропускания через прибор 8 мл нефти, вновь открывают входной клапан (6), отбирают в прибор 20 мл пробы, закрывают входной клапан (6) и фиксируют массу стакана с оставшейся нефтью. Пока идет второй цикл испарения, проводят измерения ДНП на приборе. Последние операции проводят пять раз, затем испарительную камеру отсоединяют, разбирают, промывают и сушат.

При высоких газосодержаниях возможна принудительная замена находящейся в трубке газонефтяной смеси на нефть, разгазированную в испарительном стакане при первом цикле испарения, с применением вспомогательных толкателей.

· Термостат с диапазоном регулирования температуры от 0 до 60 °C и обеспечивающий стабильность поддержания температуры ± 0,1 °C.

· Весы лабораторные микрокомпьютерные 4-го класса модели ВЛМК-550 или ВЛТЭ-500 с погрешностью не более 20 мг.

· Барометр-анероид типа БАММ-1 по ТУ 2511-1513. Барометр-анероид БАММ-1 лабораторный метеорологический предназначен для измерения давления в наземных условиях при температуре окружающего воздуха от 0єС до +40оС и относительной влажности воздуха до 80%.

Технические характеристики:

-Диапазон измерений - от 80кПа до 106кПа (от 600мм.рт.ст. до 800мм.рт.ст.).

-Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений прибора ±0,2кПа (±1,5мм.рт.ст.).

-Предел допускаемой дополнительной погрешности - ±0,5кПа (±3,75мм.рт.ст.).

-Цена деления шкалы давления прибора 0,1кПа (0,5мм.рт.ст.).

-Габаритные размеры: диаметр - 152мм; высота - 90мм.

Допускается применение других средств измерений утвержденного типа с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Метод измерений основан на том, что в процессе испарения из нефти преимущественно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ДНИ в нефти снижается, и заключается в установлении зависимости ДНИ от количества выделившихся углеводородов с последующим определением их массовой доли по величине ДНИ на входе и выходе объекта.

Таблица 6.5.

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

- температура окружающего воздуха, °C	25 ± 10;
- температура исследуемой нефти при измерениях ДНП, °C	37,8;
- температура испаряемой нефти, °C	25 ± 10.

Измерение сжимаемости.

Сжимаемость - способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается.

Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (в_н) или объёмной упругости:

, (6.12)

где ?V - уменьшение объёма нефти; V - исходный объём нефти; ?Р - увеличение давления.

Из выражения следует, что коэффициент сжимаемости (в_н) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (в_н ? 0,4-0,7 ГПа-¹), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа - повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-¹, приставка Г - гига > увеличение в 10⁹).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 6.24). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости.

Как видно из графиков, с уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, 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 колеблются в пределах 0,414,0 ГПа^-1, коэффициент 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 ч 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом ? (эпсилон). Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом (тета):

. (6.13)

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

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

. (6.14)

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

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. 6.26. 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.

Рис. 6.27. Схема подключения прибора УОСГ - 100 СКП к трубопроводу (вид сверху)

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

- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП, 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) [54-55].

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. 6.28).

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. 6.28. Автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП

- термостат для поддержания температуры в диапазоне от 0 до 60 °С с погрешностью не более 0,1 °С (рассматривался ранее);

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

Используемые методы:

· Метод измерений свободного газа заключается в изотермическом 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

(6.15)

где V_к - объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту, 10^-6 Ч 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.

Таблица 6.2.

Давление в трубопроводе Р0, МПа	Коэффициент сжимаемости, b, 1/МПа	Вместимость пробоотборной камеры, Vк 10-6 м3	Изменение объема пробы, ?V, 10-6 м3	Давление сжатия, Р, МПа	Содержание свободного газа, Vсг, %
1	2	3	4	5	6

Среднее значение содержания свободного газа рассчитывается по формуле



. (6.16)

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

· Метод измерения растворенного газа заключается в герметичном 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:

. (6.17)

Измерения газового фактора.

Газовый фактор - это:

· отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого 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.

Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в попутном нефтяном газе (ПНГ), позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

6.1.2 Измерение физико-химических свойств пластовых вод

Пластовые воды являются обычным спутником нефти. Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO₄), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности

, (6.18)

где з_В - коэффициент водонасыщенности; V_B - объем воды в породе; - объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности

, (6.19)

где - коэффициент нефтенасыщенности; - объем нефти в породе; - объем пор.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70 % объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20 30 % этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35 40 % и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

В качестве основных физико-химических свойств пластовых вод, интересующих нас с точки зрения проведения измерений, выделим следующие свойства:

· минерализация;

· плотность;

· сжимаемость;

· растворимость газов;

· электропроводность;

· вязкость.

Измерение минерализации.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м³ в пресной воде до 80 кг/м³ в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м³ - в рапах.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные. На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие "вторичную соленость".

В качестве измерителей минерализации можно использовать такие современные средства как солемеры.

Измерение плотности пластовой воды.

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 10¹⁰ до 10⁸⁰ кг/м³ и более. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Измерение сжимаемости пластовой воды.

Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10^-5 5·10^-5/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Измерение растворимости пластовой воды

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

Измерение электропроводности пластовой воды

Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 ОмЧм. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Измерение вязкости пластовой воды

Вязкость пластовой воды при 20 составляет 1мПа·с, а при 100 0,284 мПа·с. Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние.

Средства и методы измерения физико-химических свойств пластовых вод во многом аналогичны измерениям физико-химических свойств нефти [56].

6.2 Измерение физико-химических свойств газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Для измерения физико-химических параметров газа на узлах учета монтируются целые комплексы приборов учета, которые носят название измерительно-вычислительных комплексов (ИВК). Перечень необходимых приборов, которыми должен быть оснащен измерительный комплекс (рис. 6.31), зависит от измеряемой среды и методов, принятых для измерения или расчета ее плотности и вязкости.

Химические свойства газа.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда С_nН_2n+2, т. е. из метана СН₄ и его гомологов - этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 9899 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

1. Согласно ГОСТ 30319.0-96 плотность газа (или смеси газов) есть отношение массы этого газа к занимаемому им объему. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1.

Плотность измеряемой среды может быть непосредственно измерена с помощью поточных плотномеров или плотномеров, предназначенных для анализа отобранных проб измеряемой среды, а также рассчитана по измеренным параметрам потока, перечень которых зависит от выбранного метода расчета и вида среды.

Если плотность определяется на основе анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительности отобранных проб следует руководствоваться ГОСТ 18917-82 и ГОСТ 14921-78.

Отобранная проба может быть использована для непосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиям перед сужающим устройством или для анализа состава среды, который используется при расчетных методах определения плотности.

При измерении многокомпонентных сред, состав которых меняется в процессе измерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности на основе отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызванной принятием состава измеряемой среды условно постоянным параметром. Считается, что снижения данной погрешности можно добиться путем повышения частоты отбора проб. Однако если компонентный состав меняется существенно и носит случайный характер, что можно наблюдать при измерениях расхода газового конденсата или попутного нефтяного газа, предпочтительна установка поточных плотномеров.

В качестве средств измерения используются рассмотренные ранее:

· вибрационные плотномеры и

· пикнометры.

Вибрационные плотномеры необходимы, непосредственно, для измерения газа под давлением и плотности жидкости.

Измерение плотности газа с применением плотномеров любого типа допускается в случае, если они не изменяют структуру потока.

Точку отбора пробы газа располагают в верхней части горизонтального участка трубопровода при условии, что на данном участке:

* скорость потока больше нуля;

* отсутствуют завихрения.

Плотномеры располагают до сужающего устройства и после. Расстояние между плотномером и сужающим устройством определяется согласно ГОСТ 8.586.5-2005.

Изменение плотности среды отслеживают, создавая поток через чувствительный элемент плотномера путем ответвления части общего потока. Схемы установки плотномеров приведены на рис. 6.33.

Значение плотности среды рассчитывают по формуле

(6.20)

где с₀ - показатель плотномера;

Р_с - давление газа в чувствительном элементе плотномера, Па;

ДР_с - разность давления в месте отбора давления перед сужающим устройством и на чувствительном элементе плотномера, Па;

Т_с - температура газа в чувствительном элементе плотномера, К;

ДТ_с - разность температуры в месте отбора давления перед сужающим устройством и на чувствительном элементе плотномера, К.

При определении плотности при рабочих условиях косвенным методом используют значения параметров среды, необходимые для выполнения расчета. Например, плотность газов при рабочих условиях может быть определена по их плотности при стандартных условиях давления и температуры (для смесей газов дополнительно - по компонентному составу, соответствующему ГОСТ 30319.0-96). Допускается определять плотность при стандартных условиях пикнометрическим методом в соответствии с ГОСТ 17310-2002 [57-58].

· Пикнометры. Используются для измерения истинной плотности. Для определения плотности пробу газа из газопровода, аппарата или другой емкости отбирают непосредственно в пикнометр способом сухой продувки. Допускается отбирать пробы газа по ГОСТ 18917 в двухвентильные пробоотборники (контейнеры) [59].

Пробу газа отбирают через штуцер на пробоотборной линии, снабженной вентилем тонкой регулировки. Пробоотборная линия должна быть по возможности короткой, изготовленной из стальных, медных или латунных трубок внутренним диаметром 2-4мм. При отборе пробы температура газа в пробоотборной линии должна быть не ниже температуры газа в газопроводе. При необходимости линию теплоизолируют или подогревают. Пробу в пикнометр отбирают из пробоотборной линии, соединяющей установку для заполнения пикнометра (рисунок) с газопроводом.

Перед отбором пробы пробоотборную линию продувают испытуемым газом через тройник, соединяющий ее с установкой для заполнения пикнометра с помощью резиновых или полиэтиленовых трубок. Давление в пробоотборной линии должно превышать атмосферное примерно на 10 кПа. Пробы в контейнеры отбирают способом сухой продувки под давлением, соответствующим давлению газа в месте отбора. Контейнеры должны быть испытаны на давление, превышающее рабочее в 1,25 раза. Перед отбором пробы газа в контейнер пробоотборную линию продувают газом в течение 1-2мин для удаления остаточного газа (воздуха).

Пробоотборную линию присоединяют к входному вентилю контейнера, установленного вертикально или горизонтально.

При закрытых вентилях контейнера открывают вентиль пробоотборной линии и плавно открывают входной вентиль контейнера, чтобы контейнер заполнялся газом постепенно. Когда давление газа в контейнере и точке отбора пробы выравняется, плавно открывают выходной вентиль контейнера и продувают его газом так, чтобы давление в нем поддерживалось на уровне полного давления газа в газопроводе. В процессе отбора пробы через контейнер необходимо пропустить газ в объеме, в 10-15 раз превышающем вместимость контейнера. После окончания продувки контейнера газом закрывают его выходной вентиль, затем - входной и вентиль на пробоотборной линии. Контейнер отсоединяют от пробоотборной линии и проверяют на герметичность погружением его в воду или обмыливанием.

Контейнер транспортируют в лабораторию, соблюдая правила безопасности. Пробы хранят в отапливаемом помещении. Перед отбором пробы газа в пикнометр контейнер выдерживают в помещении лаборатории не менее 2ч.

2. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

, (6.21)

где S - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; P - давление газа над жидкостью, б - коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; b - показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

Значение б и b зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости б для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 11 м³/м³ на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,80,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

3. Температура измеряемой среды необходима для определения ее плотности и вязкости, а также расчета диаметра отверстия сужающего устройства и внутреннего диаметра измерительного трубопровода при рабочей температуре. Если измеряемая среда - газ, то величина температуры используется и для расчета показателя адиабаты.

В зависимости от определяемых параметров и методов их расчета может возникнуть необходимость измерения температуры в единицах °С и/или К. При измерении объема или массы веществ по средним параметрам потока за отчетный период датчик температуры должен быть оснащен устройствами, позволяющими осуществлять регистрацию результатов измерений и их интегрирование. Другими словами, для измерения и регистрации температуры используют комплект, состоящий из преобразователя температуры и термометра. Средства регистрации, интегрирования и архивирования, применяемые для температуры, аналогичны указанным для средств измерения давления.

Для расчета физических свойств среды необходима информация о температуре потока в сечении трубопровода, предназначенного для отбора перепада давления на сужающем устройстве. Выполнить измерение температуры в этом сечении трубопровода практически невозможно, так как размещение в этом сечении чувствительного элемента термометра привело бы к искажению распределения скоростей потока, и следовательно к изменению коэффициента истечения.

В связи с отсутствием равенства температур по длине измерительного трубопровода, удаление точки измерения температуры от сужающего устройства неизбежно приводит к дополнительной погрешности измерений. Поэтому при выборе точки измерения температуры следует учитывать необходимость исключения влияния гильзы термометра на структуру потока перед расходомером и обеспечения малой разности температур в сечении для отбора давления и сечении, выбранном для ее измерения. Соблюдение этих требований возможно путем правильного выбора расстояния от сужающего устройства до точки измерения температуры, которое зависит в первую очередь от наружного диаметра гильзы термометра, условий эксплуатации расходомера, теплоизоляции измерительных трубопроводов, режимов течения и параметров измеряемого вещества. Выбор оптимального места размещения гильзы термометра с учетом всех вышеперечисленных факторов является весьма сложной задачей и требует специального анализа. Ниже приведены рекомендации, которые гарантируют измерение температуры с приемлемой для практики погрешностью.

Температуру среды измеряют до или после сужающего устройства на прямолинейном участке измерительного трубопровода при помощи измерительного преобразователя температуры или термометра, устанавливаемого на трубопроводе радиально (рис. 6.35). При этом между сужающим устройством и гильзой термометра должны отсутствовать местные сопротивления. Если температура измеряемой среды менее 120 °С, то чувствительный элемент термометра погружают на глубину (0,3-0,7)D.

Согласно ГОСТ 6651-94 [60]:

· длина наружной части термометра - расстояние от опорной плоскости неподвижного штуцера или фланца до головки;

· длина погружаемой части термометра - расстояние от рабочего конца защитной арматуры до мест возможной эксплуатации при температуре верхнего предела измерения;

· диапазон измеряемых температур - интервал температур, в котором выполняется регламентируемая функция термометра по измерению.

Наилучшим расположением преобразователя температуры и термометра (ПТ) или его защитной гильзы (при ее наличии) при их установке является радиальное, схема которого приведена на рис. 6.35, а. Допускается их наклонное расположение, как приведено на рис. 6.35, б, 6.35, г, или установка за сужающим устройством в колене, рис. 3.15, в. Указанное направление потока на рис. 6.35, б, в является рекомендуемым.