Способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин



 


Владельцы патента RU 2459953:

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, температуру и коэффициент растворимости газа с поправочным коэффициентом, определение газового фактора нефти, поступающей из НКТ. Далее измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения. Дополнительно определяют прирост газового фактора и дебита газа по затрубному пространству. Повышается точность определения газового фактора.

 

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин. Оно может быть использовано в нефтегазодобывающих предприятиях для оперативного контроля количества 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 трудоемки, капиталоемки 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 поправочный коэффициент к нему, уровень нефти и давление в затрубном пространстве, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося газа объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением

где G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м33;

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

H - динамический уровень, м;

ρон - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

γ - поправочный коэффициент на растворимость газа.

Основным недостатком прототипа является узкая область его применения. Способ применим только 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 потерю насоса, поступающий газ в постоянном режиме отводится из затруба в сборный коллектор. В результате необходимое условие применимости прототипа нарушается.

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.

Для решения поставленной задачи при определение 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, плотность нефти при стандартных условиях, температуру и коэффициент растворимости газа с поправочным коэффициентом и определение газового фактора нефти, поступающей из НКТ, дополнительно измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения и определяют прирост газового фактора и дебита газа по затрубному пространству.

Поставленная задача решается путем измерения количества газа, поступающего в затрубное пространство, и количества газа, поступающего через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Переведем затрубное пространство на условно замкнутый режим работы. На момент закрытия затрубной задвижки объем свободного газа определяется выражением

где P1 и P0 - текущее и стандартное давление;

T1 и Т2 - текущая температура в затрубном пространстве и при стандартных условиях;

H1 - динамический уровень, м;

Sзат - площадь сечения затрубного пространства, м;

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

Зафиксировав время закрытия затрубной задвижки t1, проведем повторные замеры динамического уровня Нi и давления Piзат 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

где Δti - время замера, мин;

1440 - число минут в сутках.

Для действующей скважины Qн представляет собой дебит скважины по нефти. Qн=Qж(1-K), где Qж - дебит скважины по жидкости, а K - обводненность нефти.

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

Пример. Определим расход газа по затрубному пространству скважины разрабатываемого месторождения.

Исходные данные:

диаметр обсадной колонны, D, 0,146 м;

диаметр НКТ, внешний, d, 0,084 м;

плотность разгазированной нефти, ρон=881 кг/м3;

плотность растворенного газа, ρрг=1,3 кг/м3;

коэффициент растворимости газа, ΔG, 1,69 м3/МПа;

поправочный коэффициент растворимости, γ, 1,05;

изменение объемного коэффициента, Δb, 5·10-4 МПа-1;

глубина спуска насоса, Ннас=1450 м.

1. Определяются площади сечений:

обсадной колонны

НКТ SHKT=0,0055 м2;

затрубного пространства Sзат=0,6167-0,0055=0,0112 м2.

2. Проводятся измерения:

затрубного давления, Р1зат=0,31 МПа;

температуры газа по затрубу, Т=298°K;

динамического уровня, H1=914 м;

дебита нефти, Qн=26 м3/сут;

плотности нефти, ρон=882 кг/м3;

плотности газа, ρог=1,2 кг/м3.

3. Закрывается затрубная задвижка, если она открыта, начинается отсчет времени. По истечении времени Δti измеряются динамический уровень и затрубное давление:

Δti=180 мин, Hi=948 м, Pi=0,39 МПа.

4. Определяются: расход газа по затрубу (4)

и соответствующий ему прирост газового фактора (5)

Таким образом, решается первая часть задачи изобретения - определить отбор газа и пророст газового фактора нефти по затрубному пространству.

Практика показывает, что добыча нефти при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения осуществляется в режиме постоянного отбора газа из затрубного пространства через штуцер или клапан.

При работе скважины в режиме постоянного отбора газа из затрубного пространства устанавливается термодинамическое и фазовое равновесие в газожидкостной системе НКТ-забой-затрубное пространство.

Последнее означает, что формально выполняется необходимое условие применения прототипа для определения газового фактора нефти, поступающей по НКТ.

По прототипу газовый фактор нефти Gнкт определяется по уравнению (1). Тогда газовый фактор нефти, извлекаемый скважиной из пласта, определяется суммой

По скважине, применяя выражение (1), получаем GНКТ=10,5 м33. Газовый фактор G=GНКТ+Gзат=10,5+3,05=13,55 м33. Дебит газа Qг=G·Qн=13,55·26=352,3 м3/сут.

Таким образом, в скважине по затрубу отбирается 22,5% всего извлекаемого объема газа. Соответствующую погрешность дает определение газового фактора нефти по прототипу, без учета газа, отбираемого по затрубному пространству.

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 и определение газового фактора нефти, поступающей из НКТ, отличающийся тем, что измеряют дебит скважины по жидкости, обводненность, изменение затрубного давления и динамического уровня при закрытой затрубной задвижке, время измерения и дополнительно определяют прирост газового фактора и дебита газа по затрубному пространству.



 

Похожие патенты:

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

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 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

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов
Наверх