RU2206068C1 - Procedure measuring volume of free gas in oil - Google Patents
Procedure measuring volume of free gas in oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2206068C1 RU2206068C1 RU2001131034/28A RU2001131034A RU2206068C1 RU 2206068 C1 RU2206068 C1 RU 2206068C1 RU 2001131034/28 A RU2001131034/28 A RU 2001131034/28A RU 2001131034 A RU2001131034 A RU 2001131034A RU 2206068 C1 RU2206068 C1 RU 2206068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- volume
- sample
- pressure
- free gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам, используемым при учете нефти для измерения объема свободного газа в ней, перекачиваемой по трубопроводам, с целью введения поправок в результаты измерений объема и массы. The invention relates to methods used in accounting for oil to measure the volume of free gas pumped through pipelines in order to introduce amendments to the results of volume and mass measurements.
Известен способ определения объема свободного газа в нефти с помощью прибора УОСГ-100 (устройство для определения свободного газа), используемого в нефтяной промышленности (Прибор УОСГ-100СКП. Паспорт 002.00.00.000ПС и Рекомендация ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений. МИ2575-2000) [1]. Способ заключается в следующем: прибор, представляющий собой винтовой пресс, состоящий из цилиндра и плунжера, входного и выходного клапанов, указателя перемещения плунжера (изменения объема цилиндра), устанавливают на трубопровод и вход соединяют с ним через клапан диаметром всего 20 мм, а выход прибора соединяют также с трубопроводом шлангом небольшого диаметра. Таким образом, к прибору подводят небольшую часть потока нефти. После заполнения цилиндра и установления движения нефти через прибор закрывают входной и выходной клапаны. Затем пробу нефти, заключенную в цилиндре, подвергают сжатию, внедряя в него плунжер, измеряя одновременно изменение объема пробы (величину сжатия ее) и давление. Измерение продолжают до полного растворения свободного газа в нефти. Объем свободного газа определяют, используя значения изменения объема пробы и давления. There is a method of determining the volume of free gas in oil using the UOSG-100 device (a device for determining free gas) used in the oil industry (UOSG-100SKP device. Passport 002.00.00.000PS and GSI recommendation. Oil. Residual gas content. Measurement procedure. MI2575-2000) [1]. The method consists in the following: a device, which is a screw press, consisting of a cylinder and a plunger, inlet and outlet valves, a plunger displacement indicator (cylinder volume change), is installed on the pipeline and the inlet is connected to it through a valve with a diameter of only 20 mm, and the outlet of the device also connect to the pipeline with a hose of small diameter. Thus, a small part of the oil flow is brought to the device. After filling the cylinder and establishing the movement of oil through the device, the inlet and outlet valves are closed. Then, the oil sample enclosed in the cylinder is subjected to compression, introducing a plunger into it, measuring simultaneously the change in the volume of the sample (its compression value) and pressure. The measurement is continued until complete dissolution of the free gas in the oil. The free gas volume is determined using the change in sample volume and pressure.
Недостатком аналога является низкая достоверность результатов из-за несоответствия содержания свободного газа в отобранной пробе его содержанию в жидкости в трубопроводе, так как свободный газ, как показывают исследования, распределяется в жидкости неравномерно, может скапливаться в верхней части трубы, а в прибор УОСГ-100 подводится небольшая часть потока из одной точки трубопровода. Поэтому результаты измерения могут содержать большие систематические погрешности. The disadvantage of the analogue is the low reliability of the results due to the mismatch of the content of free gas in the sample to its content in the liquid in the pipeline, since free gas, as shown by studies, is distributed unevenly in the liquid, can accumulate in the upper part of the pipe, and in the UOSG-100 device a small part of the flow from one point of the pipeline is supplied. Therefore, the measurement results may contain large systematic errors.
Наиболее близким к создаваемому изобретению по совокупности признаков (прототипом) является "Способ количественного определения свободного газа в сепарированной нефти" (SU 328385, G 01 N 33/22, 1972) [2]. Способ заключается в следующем. Весь поток нефти пропускают через термостатируемую камеру путем закрытия рабочей задвижки на трубопроводе. С помощью запорных устройств отсекают объем нефти в камере и сжимают ее изотермически (при постоянной температуре) поршнем, смонтированным в камере, до полного растворения газа с фиксированием объема и давления сжимаемой пробы. Таким образом, отбор пробы производят путем отсечки ее из потока нефти после сепаратора в камеру прибора (калиброванный участок), являющегося частью рабочего трубопровода. Объем свободного газа определяют или по графику зависимости объема от давления, или по формуле. Closest to the invention being created by the totality of features (prototype) is the "Method for the quantitative determination of free gas in separated oil" (SU 328385, G 01 N 33/22, 1972) [2]. The method is as follows. The entire oil flow is passed through a thermostatic chamber by closing the working valve on the pipeline. Using shut-off devices, the volume of oil in the chamber is cut off and it is isothermally compressed (at a constant temperature) by a piston mounted in the chamber until the gas is completely dissolved with fixation of the volume and pressure of the compressible sample. Thus, sampling is performed by cutting it from the oil stream after the separator into the device chamber (calibrated section), which is part of the working pipeline. The volume of free gas is determined either by the graph of the volume versus pressure, or by the formula.
Недостатком прототипа является несоответствие условий измерения (давления, температуры, структуры потока и содержания газа) в камере при закрытой рабочей задвижке условиям, имеющим место при протекании потока в трубопроводе при открытой рабочей задвижке, т.к. длина канала движения нефти через камеру отличаются от размеров трубопровода, следовательно, результат измерения объема газа в нефти также будет отличаться от истинного значения его, которое имело место при движении потока по трубопроводу, т.е. будет содержать систематическую погрешность измерения. Кроме того, в формуле для определения объема свободного газа принято постоянным изменение объема жидкой фазы от давления, т.е. коэффициент сжимаемости, в то время как значение этого коэффициента непостоянно и зависит от состава жидкости (содержания воды, растворенного газа в ней, давления сепарации). The disadvantage of the prototype is the mismatch of the measurement conditions (pressure, temperature, flow structure and gas content) in the chamber with a closed working valve to the conditions that occur when the flow in the pipeline with an open working valve, because the length of the channel for the movement of oil through the chamber differs from the size of the pipeline, therefore, the result of measuring the volume of gas in oil will also differ from its true value, which occurred when the flow moved through the pipeline, i.e. will contain the systematic measurement error. In addition, in the formula for determining the volume of free gas, the change in the volume of the liquid phase from pressure is assumed to be constant, i.e. compressibility coefficient, while the value of this coefficient is unstable and depends on the composition of the liquid (water content, dissolved gas in it, separation pressure).
Задачей создания изобретения является повышение достоверности и точности измерения объема свободного газа, следовательно, повышение точности измерения объема и массы нефти. The objective of the invention is to increase the reliability and accuracy of measuring the volume of free gas, therefore, improving the accuracy of measuring the volume and mass of oil.
Поставленная задача достигается тем, что по способу измерения объема свободного газа в нефти, включающем сжатие пробы, отсеченной из потока нефти в калиброванном участке с ранее определенным объемом, и определение объема свободного газа по измеренным значениям давления и сжатия пробы, согласно изобретению пробу отсекают непосредственно в участке трубопровода, по которому протекает нефть, с сохранением давления, температуры, структуры, состава нефти и объема газа, имеющих место в потоке, а сжатие пробы производят путем нагнетания в калиброванный участок нейтральной жидкости. В качестве нейтральной жидкости используют воду. В качестве нейтральной жидкости используют углеводородное сырье. The problem is achieved by the fact that by the method of measuring the volume of free gas in oil, including compressing a sample cut off from an oil stream in a calibrated area with a previously determined volume, and determining the volume of free gas from the measured values of pressure and compression of the sample, according to the invention, the sample is cut off directly into the section of the pipeline through which the oil flows, preserving the pressure, temperature, structure, composition of oil and the volume of gas that occur in the stream, and the compression of the sample is carried out by injection in cal The area of neutral liquid. Water is used as a neutral liquid. The hydrocarbon feed is used as a neutral liquid.
Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена схема способа измерения объема свободного газа в нефти. The invention is illustrated in the drawing, which shows a diagram of a method of measuring the volume of free gas in oil.
Способ определения объема свободного газа в нефти заключается в следующем. The method for determining the volume of free gas in oil is as follows.
В трубопроводе, по которому протекает нефть, двумя последовательно расположенными на некотором расстоянии друг от друга запорными кранами отсекают часть потока нефти, создавая калиброванный участок. Объем трубопровода, заключенный между кранами, определен заранее и соответствует заданному объему пробы. В отсеченной пробе нефти сохраняются все условия - давление, температура, структура, состав нефти и объем газа, которые имели место в потоке, протекавшем по трубопроводу. Через отверстие и клапан в стенке в трубопровод нагнетают дозированные измеренные объемы нейтральной жидкости, например воды, керосина и др., одновременно измеряют давление. При этом по мере повышения давления пузырьки газа и нефть сжимаются на величину введенного объема жидкости. По достижении давления насыщения газ полностью растворяется, пузырьки захлопываются, и в дальнейшем происходит сжатие нефти прямо пропорционально давлению. In the pipeline through which the oil flows, two shut-off valves, sequentially located at a certain distance from each other, cut off part of the oil flow, creating a calibrated section. The volume of the pipeline, concluded between the taps, is determined in advance and corresponds to a given sample volume. In the cut off oil sample, all conditions are preserved - pressure, temperature, structure, oil composition and gas volume, which took place in the stream flowing through the pipeline. Through a hole and a valve in the wall, metered measured volumes of a neutral liquid, for example water, kerosene, etc., are pumped into the pipeline, and pressure is simultaneously measured. In this case, as the pressure increases, gas bubbles and oil are compressed by the amount of the introduced liquid volume. Upon reaching the saturation pressure, the gas completely dissolves, the bubbles collapse, and subsequently the oil is compressed in direct proportion to the pressure.
После превышения давления насыщения (которое заранее известно) производят два-три измерения, повышая дальше давление, например, на 20-30%, чтобы определить коэффициент сжимаемости нефти, находящейся в камере. Объем свободного газа в нефти определяют или графически по кривой зависимости между сжатием пробы (изменением объема объемом, введенной нейтральной жидкости, данные понятия идентичны) и давлением, или аналитически по известной формуле (см.[1]). After exceeding the saturation pressure (which is known in advance), two or three measurements are made, further increasing the pressure, for example, by 20-30%, in order to determine the compressibility factor of the oil in the chamber. The volume of free gas in oil is determined either graphically from the curve between the compression of the sample (by changing the volume of the volume introduced by the neutral liquid, these concepts are identical) and pressure, or analytically by the well-known formula (see [1]).
где ΔV - сжатие пробы (уменьшение ее объема, объем введенной нейтральной жидкости);
β - коэффициент сжимаемости нефти, находящейся в калиброванном участке (определяется как отношение приращения сжатия нефти к приращению давления по результатам измерений после превышения давления насыщения);
Vк - объем калиброванного участка;
р - конечное значение давления;
p0 - первоначальное давление в трубопроводе.
where ΔV is the compression of the sample (a decrease in its volume, the volume of the introduced neutral liquid);
β is the compressibility coefficient of oil in the calibrated section (defined as the ratio of the increment of oil compression to the pressure increment according to the measurement results after saturation pressure is exceeded);
V to - the volume of the calibrated section;
p is the final pressure value;
p 0 - initial pressure in the pipeline.
По схеме реализации способа трубопровод 1, по которому протекает нефть, имеет калиброванный участок 2, ограниченный запорными кранами 3, объем которого измерен с помощью эталонных мер объема. В стенке калиброванного участка 2 выполнено отверстие, закрытое клапаном 4, корпус которого соединен с устройством 5 для нагнетания и измерения объема нагнетаемой нейтральной жидкости, например, с винтовым прессом. Для проведения измерения закрытием кранов 3 отсекают пробу нефти в калиброванном участке 2. Затем нагнетают в калиброванный участок 2 через клапан 4 нейтральную жидкость, одновременно измеряя объем нагнетаемой жидкости и давление по манометру 6. According to the scheme of the method, the pipeline 1, through which oil flows, has a calibrated section 2, limited by shut-off valves 3, the volume of which is measured using standard measures of volume. An opening is made in the wall of the calibrated section 2, which is closed by a valve 4, the housing of which is connected to a device 5 for pumping and measuring the volume of a neutral neutral fluid, for example, with a screw press. To carry out the measurement by closing the taps 3, an oil sample is cut off in the calibrated section 2. Then, a neutral liquid is pumped into the calibrated section 2 through the valve 4, while measuring the volume of the injected liquid and pressure using a manometer 6.
Изобретение найдет применение при автоматизированном учете нефти для измерения объема свободного газа в ней в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности. The invention will find application in automated metering of oil to measure the volume of free gas in it in the oil and oil refining industries.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001131034/28A RU2206068C1 (en) | 2001-11-16 | 2001-11-16 | Procedure measuring volume of free gas in oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001131034/28A RU2206068C1 (en) | 2001-11-16 | 2001-11-16 | Procedure measuring volume of free gas in oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2206068C1 true RU2206068C1 (en) | 2003-06-10 |
Family
ID=29210907
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001131034/28A RU2206068C1 (en) | 2001-11-16 | 2001-11-16 | Procedure measuring volume of free gas in oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2206068C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
-
2001
- 2001-11-16 RU RU2001131034/28A patent/RU2206068C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009350468B2 (en) | PVT analysis of pressurized fluids | |
| US8881577B1 (en) | Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids | |
| CN108369177A (en) | Method and apparatus for the gas permeability for determining subsurface formations | |
| US20150059446A1 (en) | Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids | |
| CN104359819A (en) | Device and method for measuring gas-water relative permeability of low-permeability compact rock core | |
| ATE438087T1 (en) | DEVICE FOR MIXING AND/OR TESTING SMALL VOLUMES OF FLUID | |
| CN209821028U (en) | Rock core permeability testing arrangement | |
| CN104713812A (en) | Calibration method of core-based gas permeability measuring device | |
| CN202916038U (en) | Multi-pipe minimum miscible phase pressure measuring device | |
| RU2206068C1 (en) | Procedure measuring volume of free gas in oil | |
| CN111255444B (en) | Stratum oil gas relative permeability determination method | |
| RU2679912C1 (en) | Method for quantitative analysis of a multi-component gas mixture in a technological flow | |
| RU2578743C1 (en) | Device for measurement of leakage of plunger pairs | |
| RU2215277C1 (en) | Procedure of taking samples of liquid from pipe-line and device for its realization | |
| RU94025089A (en) | Sampler of fluids from pipe-line | |
| RU63936U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING THE PRESSURE OF SATURATED VAPORS, THE CONTENT OF FREE AND DISSOLVED GASES IN OIL AND OIL PRODUCTS | |
| CN2529205Y (en) | Automatic measuring device for throttle capillary gas flow measurement | |
| RU2629030C1 (en) | Device for permeability to phase determination | |
| RU2803430C1 (en) | Device for determining phase permeabilities | |
| RU2127363C1 (en) | Device for investigation of bed fluids | |
| CN109444383A (en) | A kind of bearing analysis instrument on-line continuous calibration system | |
| RU2541378C2 (en) | Method and device for determination of oil-dissolved gas | |
| WO2019209121A1 (en) | Method of testing an integrity of a structure separating a chamber from an adjacent environment, and related apparatus | |
| CN215811996U (en) | Long thin tube phase mixing instrument | |
| RU2477394C1 (en) | Multicomponent working liquid - simulator of borehole liquid for calibration bench |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031117 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111117 |