Способ определения дебита газа и газового фактора



 


Владельцы патента RU 2459952:

Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" (RU)

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин. Способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин, работающих при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения, включает измерение затрубного давления и динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, плотности нефти при стандартных условиях, температуры и коэффициента растворимости газа с поправочным коэффициентом. Измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения. Дебит газа и газовый фактор определяют по изменению объема газа в затрубном пространстве исходя из условия равенства давления насыщения по всему уровню приема насоса. Причем дебит газа и искомое значение газового фактора определяют по приведенным математическим выражениям. Техническим результатом является повышение точности и обеспечение возможности определения дебита газа и газового фактора в скважинах с давлением на приеме насоса ниже давления насыщения.

 

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин. Оно может быть использовано в нефтегазодобывающих предприятиях для оперативного контроля за количеством извлекаемого вместе с нефтью газа и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы определения газового фактора нефти путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения продукции на фазы и последующего измерения объема фаз. Эти способы трудоемкие, капиталоемкие и недостаточно точны по причине невозможности полного разделения фаз.

Известны способы повышения точности измерения дебита и газового фактора в критическом режиме течения [RU 2091579 C1, E21B 47/10, 1997], групповыми замерными установками АГЗУ без применения газовых расходомеров [RU 2355883 C2, E21B 47/10, 2007].

Недостаток способов состоит в том, что их применение на скважинах с давлением на приеме насоса ниже давления насыщения и периодическими залповыми сбросами в сборный коллектор газа, поступающего в затрубное пространство, приводит к значительной погрешности измерений. Если замер совпадает по времени с выбросом накопленного газа в затрубном пространстве, то результаты замера завышают величину газового фактора и количество извлекаемого газа. Если замер проходил в период накопления в затрубном пространстве поступающего с забоя газа, происходит занижение газового фактора. По имеющимся результатам измерений сертифицированными средствами величина газовых факторов в серии замеров отличается в разы, а в некоторых случаях на порядок.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ определения газового фактора нефти [RU 2348805 C1, E21B 47/10, 2007], включающий измерение плотности разгазированной нефти, коэффициента растворимости газа и поправочного коэффициента к нему, уровня нефти и давления в затрубном пространстве, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося газа объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

Основным недостатком прототипа является узкая область его применения. Способ применим на скважинах, работающих при давлении на приеме насоса выше давления насыщения.

В последние годы значительное распространение получила эксплуатация добывающих скважин на форсированных режимах, когда забойное давление или давление на приеме насоса меньше давления насыщения. В этом случае в процессе разгазирования нефти газ поступает в затрубное пространство, повышая давление и снижая динамический уровень вплоть до глубины спуска насоса, что приводит к его выходу из строя. Чтобы избежать потери насоса, поступающий газ в периодическом режиме отводится из затруба в сборный коллектор. В результате необходимое условие применимости прототипа нарушается.

Определение газового фактора и отборов газа на скважинах с давлением на приеме насоса ниже давления насыщения, работающих в режиме накопления и сброса газа из затрубного пространства, представляет особо сложную проблему. Причина сложности состоит как в том, что все существующие методы и средства измерений сами работают в периодическом режиме, так и в том, что по мере накопления газа растет затрубное давление и динамический уровень. Соответственно, замеренное по прототипу значение газового фактора завышается.

В частности, в период накопления выделяющегося газа в затрубе исследуемой скважины динамический уровень вырос до 1338 м, давление до 3,65 МПа. По прототипу газовый фактор определяется величиной 48,3 м33.

Необходим другой способ определения дебита газа и газового фактора, учитывающий физику процесса сепарации в скважине.

Задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа и обеспечение возможности определения дебита газа и газового фактора в скважинах с давлением на приеме насоса ниже давления насыщения.

Поставленная задача решается тем, что при определении дебита газа и газового фактора продукции скважин, работающих при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения, включающем измерение затрубного давления и динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, плотности нефти при стандартных условиях, температуры и коэффициента растворимости газа с поправочным коэффициентом, дополнительно измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения, а дебит газа и газовый фактор определяют по изменению объема газа в затрубном пространстве исходя из условия равенства давления насыщения по всему уровню приема насоса, причем дебит газа определяют, используя зависимость:

Qг=ΔG·Ps·Qн=Qкг+ΔGРТ·P·Qн, где:

ΔGPT - коэффициент растворимости газа в нефти при условии P и Т;

Ps - давление насыщения;

Qкг - количество свободного газа;

Р - давление на границе зоны питания насоса;

Qн - дебит скважины по нефти,

а искомое значение газового фактора, используя зависимость:

, где

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти;

Gзат - величина прироста газового фактора нефти;

Sзат - площадь сечения затрубного пространства;

Sk - площадь сечения колонны.

Известно, что объем выделившегося газа при забойных температуре, давлении P и объеме нефти определяется коэффициентом растворимости и давлением насыщения Рs по уравнению:

В выражении (1) неизвестными членами уравнения является давление насыщения и частично количество свободного газа Qкг. Для действующей скважины Qн представляет собой дебит скважины по нефти. P - давление на границе зоны приема насоса определяется экспериментально либо широко используемыми методами расчета.

Количество газа, поступающего в затрубное пространство при его накоплении, определяется экспериментально путем измерения изменения динамического уровня и затрубного давления в установленный интервал времени.

На момент начала измерения динамики затрубного давления и динамического уровня объем свободного газа в затрубном пространстве определяется выражением:

где:

P1 и P0 - текущее и стандартное давления;

T1 и Т0 - текущая температура в затрубном пространстве и при стандартных условиях;

H1 - динамический уровень, м;

Sзат - площадь сечения затрубного пространства, м2;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре в затрубе.

Проведем повторный замер динамического уровня Нi и давления Рiзат за время Δti. Очевидно, что в каждый момент времени ti объем газа в затрубном пространстве, приведенный к стандартным условиям, определяется выражением:

При этом разница в объемах газа в затрубном пространстве за время Δti соответствует объему поступившего газа. Разделив эту величину на Δti и умножив на соответствующее время в сутках, получим суточный приток (дебит) газа по затрубу Qгзат.

где:

Δti - время замера в минутах;

1440 - число минут в сутках.

Делением суточного поступления газа в затрубное пространство (4) на дебит скважины по нефти Qн определяется величина прироста газового фактора нефти Gзат:

В соответствии с законами физики в сообщающихся сосудах НКТ - забой - затрубное пространство давление и плотность флюида в зоне контакта, т.е. на границе зоны приема насоса, одинаковы по всей площади сечения обсадной колонны. Практически в зоне приема насоса имеет место кипящий водо-нефте-газовый слой одинаковой плотности. Следовательно, общий объем газа, приведенный к стандартным условиям в зоне кипящего слоя, можно определить выражением:

Решая совместно (1) и (6), получим уравнение для определения дебита газа

Искомое значение газового фактора определяется выражением:

В качестве примера определим дебит газа и газовый фактор нефти исследуемой скважины по варианту периодически открытого режима работы затрубного пространства.

Давление на границе зоны питания насоса определим как сумму давлений: затрубного Рзат, давления газового столба ΔРгзат и давления столба нефти ΔРнзат от динамического уровня до границы зоны питания насоса.

Начальное затрубное давление Рзат=0,31 МПа.

Давление столба газа H1=914 м определяется из выражения:

Давление нефти, при плотности 885 м3/т, в затрубном пространстве от H1 до зоны приема Hнас+20 м определяется выражением:

Определяется давление на границе зоны питания насоса по выражению (9):

P=0,31+0,036+4,778=5,12 МПа.

Определяется расход газа по затрубу (4) при температуре 5°C, с площадью сечения обсадной колонны 0,0167 м2, затрубного пространства 0,0112 м2 при изменении затрубного давления до 0,39 МПа, динамического уровня до 948 м за время 180 минут, растворимость газа в нефти 1,69 МПа-1, поправочный коэффициент растворимости на температуру и давление 1,05:

.

Зная давление (9), определяется дебит газа и газовый фактор нефти по выражениям (7) и (8):

.

Способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин, работающих при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения, включающий измерение затрубного давления и динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, плотность нефти при стандартных условиях, температуру и коэффициент растворимости газа с поправочным коэффициентом, отличающийся тем, что измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения, а дебит газа и газовый фактор определяют по изменению объема газа в затрубном пространстве исходя из условия равенства давления насыщения по всему уровню приема, насоса, причем дебит газа определяют, используя зависимость:
Qг=ΔG·Ps·Qн=Qкг+ΔGРТ·P·Qн,
где ΔGРТ - коэффициент растворимости газа в нефти при условии P и T;
Ps - давление насыщения;
Qкг - количество свободного газа;
P - давление на границе зоны питания насоса;
Qн - дебит скважины по нефти,
а искомое значение газового фактора определяют, используя зависимость:

где ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти;
Gзат - величина прироста газового фактора нефти;
Sзат - площадь сечения затрубного пространства;
Sk - площадь сечения колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении гидродинамического состояния призабойной зоны нагнетательных скважин после проведения технологического воздействия на призабойную зону.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых залежей.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения дебитов газа, содержания жидкости и твердых примесей в продукции скважин, работающих в газосборные сети и не оборудованных соответствующими измерительными устройствами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам измерения и контроля. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке и эксплуатации многопластовых месторождений. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. .

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться для оценки дебитов совместно разрабатываемых пластов сероводородосодержащих нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, например, для определения качества цементирования скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изучении межскважинных интервалов нефтяного месторождения

Изобретение относится к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при определении параметров работы газовой скважины, обеспечивающих вынос жидкости с забоя

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемого из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, как отдельных, так и кустов

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста
Наверх