Способ исcледования газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей. Способ включает сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости. Замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз. Замер объема жидкости и механических примесей осуществляется поочередно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе. Максимальный объем отсепарированной жидкости определятся по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси. Отделенные фазы смешиваются с отсепарированным газовым потоком на всех режимах сепарации. Сепарация газожидкостной смеси осуществляется путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводе с нее накопленной жидкости. Потоки газа и жидкости направляются на сепарацию продукции после режима сверхзвуковой сепарации. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Полученные данные необходимы для выбора оптимального способа подготовки газа и оптимального проектирования технологического оборудования.

Известен способ исследования скважин при одноступенчатой сепарации продукции («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.377), направляемой через штуцер в сепаратор, где газ отделяется от конденсата. После сепарации газ поступает в замерное устройство, а затем в газопровод или факельную линию. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, либо в самом сепараторе. После пуска скважины в работу проводится наблюдение за давлением, температурой и дебитом газа и за продукцией скважины в целом. Этот способ обычно применяется при содержании жидкой фазы в газе до 0,2 кг/м3. При количестве жидкости более 0,5 кг/м3 для исследования необходимо использовать дополнительный сепаратор высокого давления или применить сепаратор с большим сборником конденсата. Недостатком данного способа является недостаточный диапазон проведения исследований, так как данный способ не предусматривает работу в режиме низкотемпературной сепарации, т.е. не позволяет выбрать максимальный режим извлечения конденсата с минимальными энергетическими затратами.

Известен также способ исследования скважин в режиме низкотемпературной сепарации («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.369), в котором газожидкостную смесь подают на сепаратор первой ступени сепарации, затем на охлаждение отсепарированного газа с последующем его расширением в дросселирующем устройстве и подачей газожидкостного потока на низкотемпературную сепарацию.

Недостатком данного способа исследования скважин является сложность технологического процесса с увеличенным количеством технологического оборудования: сепараторами, теплообменниками, а также невозможности выбора режима максимального извлечения углеводородного конденсата, и неэффективность процесса сепарации при малых содержаниях тяжелых углеводородов в газе, например типа газов сеноманских залежей.

Известен также способ газогидродинамического исследования газоконденсатных скважин (Патент РФ №2070289 С1, МПК6 E21B 47/00), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и выносимых твердых и жидких фаз и их анализ, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.

В этом способе частично устранены вышеуказанные недостатки путем замера отделенных фаз под давлением сепарации и по отборам проб фаз и их анализа на установившихся режимах, чем повышена информативность исследования. Однако определение содержания отделяемых фаз по отборам проб менее достоверно, чем непосредственный замер по сепаратору.

Известен способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по (Патент РФ №2405933 С1, МПК E21B 47/00) - (прототип), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.

В этом техническом решении основной недостаток в невозможности определения оптимального режима эксплуатации скважин сохраняется, так как установить границы эффективности тех или иных режимов сепарации газожидкостных смесей различного состава при различных технологических параметрах (давлениях, температурах, расходах) без исследования в реальных условиях затруднительно.

Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.

Для достижения технического результата в способе исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающем сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, путем замера жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз, замер объема жидкости и механических примесей осуществляют последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации с предварительным сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе.

Максимальный объем отсепарированной жидкости определяют по замеренным величинам на всех режимах при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси.

Отделенные фазы смешивают с отсепарированным газовым потоком на всех режимах.

Сепарацию газожидкостной смеси осуществляют путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводом с нее накопленной жидкости.

Охлаждение газожидкостной смеси осуществляют, например, холодными отсепарированными фазами перед ее расширением.

Потоки газа и жидкости направляют на дополнительное разделение после режима сверхзвуковой сепарации.

Газ после режима сверхзвуковой сепарации направляют на охлаждение продукции скважин.

Осуществление замера объема жидкости и механических примесей последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе перед сепарацией; позволило расширить области исследования скважин при большем числе режимов сепарации газожидкостных смесей и выбрать оптимальный.

Определение максимального объема отсепарированной жидкости по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси позволило выбрать оптимальную схему процесса сепарации газожидкостной смеси с максимальным выходом жидкой углеводородной продукции.

Смешивание отделенных фаз с отсепарированным газовым потоком позволило исключить их выбросы в окружающую среду.

Осуществление сепарации газожидкостной смеси путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующем отводом с нее накопленной жидкости позволило уменьшить габариты блока исследования скважин.

Осуществление охлаждения газожидкостной смеси перед ее расширением, например холодными отсепарированными фазами позволило снизить температуру процесса низкотемпературной сепарации газа и увеличить выход жидкой углеводородной продукции.

Направление потоков газа и жидкости после режима сверхзвуковой сепарации на дополнительное разделение позволило осуществить последовательный процесс двухступенчатой сепарации продукции скважин.

Авторам и заявителям не известны способы исследования газовых и газоконденсатных скважин, в которых технический результат достигнут подобным образом.

На фигуре представлена схема способа исследования газовых и газоконденсатных скважин с возможной поочередной работой на всех режимах сепарации газожидкостной смеси.

Предлагаемый способ исследования газовых и газоконденсатных скважин поясняется схемами, представленными на фигуре.

Схема (фиг.) содержит: сепаратор 1; замерную емкость 2; сверхзвуковой сепаратор 3; сужающее устройство 4; расходомер по газу 5; регулирующий вентиль 6; вход газожидкостной смеси 7; линию 8 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 в сепаратор 1 без сброса давления; линию 10 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 и через сужающее устройство 4 в сепаратор 1; линию 11 для подачи газожидкостной смеси с вентиля 9 в сверхзвуковой сепаратор 3; линию 12 выхода газа из сверхзвукового сепаратора 3 может быть осуществлена непосредственно в сепаратор 1 через вентиль 9; линию прохода 13 отделенной жидкости из сверхзвукового сепаратора 3 в сепаратор 1; линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход в линию 15 с установки; выход 16 жидкости из сепаратора 1; линию 17 для сброса жидкости в замерную емкость 2; линию 18 для сброса жидкости из сепаратора 1 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; выход 19 выветренного газа через расходомер по газу 5 и вентиль 9; линию 20 сброса жидкости из замерной емкости 2 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; теплообменник (холодильник) 21; вертикальную пористую структуру, например структурированная сепарационная насадка 22; линию 23 для подачи отсепарированного в сверхзвуковом сепараторе 3 газа через вентиль 9 в линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход 15 с установки.

Измерение давления и температур потоков производят на линии 7 входа газожидкостной смеси в точках 24, 25, на линии 14 после сепаратора 1 в точке 26, на линии 16 в точке 27, в замерной емкости 2 в точке 28.

Способ осуществляется следующим образом.

Режим 1

Газожидкостную смесь по линии входа 7 после замера давления и температур в точке замера 24 подают в линию 8, откуда в сепаратор 1. При этом вентили 9 на линиях 7 и 8 открыты, а линии 10, 11, 17, 18, 23 и теплообменник 21 отключены вентилями 9.

В сепараторе 1 из газа отделяются углеводородная, водная фазы и механические примеси. Очищенный газ направляют по линии 14 на расходомер 5, где замеряют его расход, а в точке 26 давление (Р) и температуру (Т). Из расходомера 5 газ направляют через регулировочный вентиль 6, вентиль 9 по линии 15 потребителю.

После пропуска в установившемся режиме определенного количества газа линии 8 и 14 отсекают и жидкость в сепараторе 1 выдерживают до расслоения углеводородной и водной фаз, засекая время расслоения, количество насыщенной водной, углеводородной фаз по уровню в сепараторе 1.

После замера объема насыщенной жидкой фазы открывают вентиль 9 на линии 17, подают жидкую фазу, механические примести в замерную емкость 2, где жидкость выветривают, открывая вентиль 9 на линии 19 выхода выветренного газа, при этом замеряют температуру (Т) в точке 28, количество выветренного газа, количество выветренной водной, углеводородной фазы и количество механических примесей, время расслоения углеводородной и водной фаз.

Режим 2

На режиме 2 исследования скважины с применением сужающего устройства 4 с диафрагмами различного диаметра перекрывают линию 8, 11 вентилем 9 и открывают линию 10 вентилем 9. Давление газа на сужающем устройстве 4 сбрасывают, например, до давления 7,5 или 5,5 МПа. В зависимости от диаметра применяемой диафрагмы на сужающем устройстве 4 газожидкостную смесь при расширении охлаждают и направляют в сепаратор 1, далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1. В режиме 2 дополнительно замеряют показания давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси, а в случае применения теплообменника 21 эти замеры делают и после него в точке 25.

Режим 3

На режиме 3 исследования скважины с применением сверхзвукового сепаратора 3 перекрывают на линиях 8, 10 и 23 вентили 9 и открывают вентили 9 на линиях 11 и 12. При этом газ поступает в сверхзвуковой сепаратор 3, в котором он закручивается, адиабатически изоэнтропно охлаждается и разделяется на два потока: газожидкостной и газовый. Поток газожидкостной направляют в сепаратор 1 по линии 13. Газовый поток направляют в сепаратор 1 по линии 12.

Возможен вариант, когда при закрытом вентиле 9 на линии 12 и при открытом на нем вентиле 9 на линии 23 газовый поток с выхода сверхзвукового сепаратор 3 по линии 23 подают в линию 14. Газожидкостной поток с другого выхода сверхзвукового сепаратор 3 подают по линии 13 в сепаратор 1. После сепарации газожидкостного потока газовый поток с сепаратора 1 тоже подают в линию 14. Далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1.

В режиме 3, также как и в режиме 2, проводят дополнительные замеры показаний давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси в точке 24, а в случае применения теплообменника 21 и в точке 25, которые выполняют и после дополнительного охлаждения в теплообменнике.

После анализа режимов выбирают оптимальный, который дает максимальный выход жидкой углеводородной фазы на единицу перепада давления между входом и выходом газа.

Пример

1. Состав газожидкостной смеси (мольные доли):

- Метан - 0,9601;

- Этан - 0,0272;

- Пропан - 0,0003;

- i-бутан - 0,0012;

- n-бутан - 0,0001;

- i-пентан - 0,0001;

- n-пентан - 0,0001;

- С6+ - 0,0002;

- Двуокись углерода - 0,0091;

- Азот - 0,0011;

- Вода - 0,0004.

2. Давление - 15,0 МПа;

3. Температура - 15°C

4. Объемный расход - 1000000 м3/сут.

На режиме 1 при указанных технологических параметрах отделяют от газа 5,21 кг/ч водного раствора жидкости.

На режиме 2 при дросселировании газожидкостной смеси с 15,0 МПа до 8,4 МПа температура газожидкостной смеси снижают до минус 7,2°C, при этом образуется 30,36 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 20,30 кг/ч и водного раствора - 10,06 кг/ч).

На режиме 3 при сбросе давления на сверхзвуковом сепараторе с выходными технологическими параметрами режима 2, на срезе сверхзвукового сопла статическое давление равно 3,7 МПа, при этом статическая температура будет минус 67°C. При таких технологических параметрах на выходе из сверхзвукового сепаратора образуется 33,13 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 22,12 кг/ч и водного раствора - 11,01 кг/ч).

Таким образом, достигается технический результат предлагаемого технического решения, заключающийся в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.

1. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз, отличающийся тем, что замер объема жидкости и механических примесей осуществляют поочередно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе.

2. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по п.1, отличающийся тем, что максимальный объем отсепарированной жидкости определяют по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси.

3. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по п.1, отличающийся тем, что отделенные фазы смешивают с отсепарированным газовым потоком на всех режимах сепарации.

4. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по п.1, отличающийся тем, что сепарацию газожидкостной смеси осуществляют путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводом с нее накопленной жидкости.

5. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по п.1, отличающийся тем, что охлаждение газожидкостной смеси осуществляют, например, холодными отсепарированными фазами перед ее расширением.

6. Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по п.1, отличающийся тем, что потоки газа и жидкости направляют на сепарацию продукции после режима сверхзвуковой сепарации.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Группа изобретений относится к испытаниям гидравлических машин и предназначена для измерения рабочих характеристик погружных газосепараторов, используемых при добыче нефти.

Многофазный сепаратор-измеритель выполнен в виде двух вертикальных камер, гидравлически соединенных между собой в верхней и нижней частях. В нижней части первой камеры расположен входной порт, в котором установлена заглушенная сверху трубка с перфорированными стенками для подачи смеси флюидов, а также выходной порт для отбора тяжелой фазы.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к области измерения расхода газожидкостного потока. .

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения расхода газа, конденсата и его составляющих, и воды в газовой и нефтедобывающей промышленности при добыче газа и подготовке его к транспортировке.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, а также для калибровки (поверки) замерных установок.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.

Изобретение относится к области каротажа в процессе бурения скважин и предназначено для передачи сигналов измерения из скважины на поверхность по беспроводному каналу связи.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей. Способ включает сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости. Замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз. Замер объема жидкости и механических примесей осуществляется поочередно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе. Максимальный объем отсепарированной жидкости определятся по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси. Отделенные фазы смешиваются с отсепарированным газовым потоком на всех режимах сепарации. Сепарация газожидкостной смеси осуществляется путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводе с нее накопленной жидкости. Потоки газа и жидкости направляются на сепарацию продукции после режима сверхзвуковой сепарации. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх