Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовых скважин в реальном масштабе времени.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий оценку относительной шероховатости ствола газовой скважины и параметра неравномерности шероховатости, а также определение коэффициента гидравлического сопротивления аналитическим путем по формуле:

где m - параметр неравномерности шероховатости, который зависит от степени неравномерности шероховатости поверхности ствола и характеристики пограничного течения;

Re - число Рейндольса;

ε - относительная шероховатость ствола газовой скважины, (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 118).

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе скважин, и не учитывается тот факт, что с течением времени значение указанного коэффициента изменяется.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами (или глубинными измерительными комплексами) давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 128).

Существенным недостатком известного способа является низкая оперативность определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, так как глубинные манометры и термометры или глубинные измерительные комплексы для определения давления и температуры газа на забое скважины используются при газогидродинамических исследованиях скважин, которые, как правило, проводятся один раз в год. Однако значение указанного коэффициента меняется во время эксплуатации скважины. Это связано с тем, что в сыром газе имеются влага, мехпримеси и пр. Они, во время эксплуатации скважины, оседая на стенках ствола, вызывают постепенное возрастание его шероховатости, что в конечном итоге приводит к изменению указанного коэффициента. Учитывая то, что газогидродинамические исследования скважины проводятся один раз в год, очевидно, что определить значения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовых скважин путем использования указанного способа в реальном масштабе времени невозможно.

Значение коэффициента гидравлического сопротивления в стволе скважин - λ зависит от режима течения газа, состава потока, качества изготовления и размера труб, термобарических условий по длине ствола, свойства газа и т.д.

Как известно, в продукции газовых скважин всегда присутствуют твердые и жидкие примеси.

Наличие твердых примесей в потоке газа, как правило, связано с возможным нарушением режима работы скважины и вызывает эрозию внутренней поверхности труб, сильно изменяя во времени их шероховатость. Очевидно, если в составе потока газа будут присутствовать и кислые компоненты, тогда эрозия в стволе скважины будет проходить еще интенсивнее. В конечном итоге все это приводит к увеличению величины коэффициента λ.

Наличие жидких компонентов в потоке газа связано:

- с влагосодержанием газа и газоконденсатной смеси, а также тяжелых компонентов углеводородов, которые по мере снижения давления и температуры в системе «пласт - устье скважины» переходят в жидкое состояние;

- с обводнением скважин и вводом в поток ингибиторов гидратообразования и коррозии.

Наличие жидкости в газе по отношению к коэффициенту λ приводит к двум последствиям:

- незначительное содержание жидкости в потоке газа приводит к эффекту смазки шероховатой поверхности труб и снижает величину коэффициента λ;

- занимая часть проходного сечения трубы, по которому движется газ, уменьшает его сечение для прохождения газовый фазы, что увеличивает потери давления в стволе скважины.

Поэтому в газовых и газоконденсатных скважинах важно определять не фиксированное значение коэффициента λ в момент исследования скважины, а контролировать его величину λф в реальном масштабе времени, оперативно выявляя нарушения в работе скважин, и своевременно принимать меры по ликвидации возникших нарушений.

Задачей заявляемого технического решения и техническим результатом является устранение указанных недостатков и повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовой скважины и контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Поставленная задача решается и технический результат достигается за счет того, что способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Ту.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ), которая, используя все эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по формуле

где - относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр фонтанных труб;

ΔРз(t) - текущая поправка снижения пластового давления с момента последнего газогидродинамического исследования скважины, определяемая согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t);

zcp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

Tср - среднее значение температуры газа в стволе скважины.

Получаемые значения λф автоматизированная система управления строит в виде графика временной функции и сравнивает текущие значения λф с уставкой его максимального значения. Как только будет выявлено превышение значения λф величины уставки, автоматизированная система выдает сообщение оператору о нарушении нормального режима работы скважины.

Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. Проведение дополнительных измерений: давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передача этих значений в АСУ ТП УКПГ/УППГ для последующего определения текущего значения коэффициента гидравлического сопротивления позволяет устранить указанные выше в известных способах недостатки, повысить точность определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины и осуществить контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Заявляемый способ реализуют следующим образом. Во время газогидродинамических исследований скважины с помощью глубинных манометров и термометров (или глубинных измерительных комплексов) определяют давление Рз.гис и температуру газа TL на забое скважины глубиной L. Также измеряют расход газа (дебит) скважины Qгис, давление Ру.гис и температуру газа Ту.гис на устье скважины. Используя полученные данные, определяют среднее значение давления и температуры в стволе скважины из следующих соотношений:

После этого определяют среднее значение коэффициента сжимаемости газа - zcp (Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984, - 264 с., стр. 142) из соотношения:

где Рпр, Tпр - приведенное давление и приведенная температура газа, которые определяют из следующих соотношений:

где Ркр, Tкр - критическое давление и критическая температура, которые зависят от состава газа.

Далее определяют коэффициент гидравлического сопротивления λз.гис ствола газовых скважин в момент газогидродинамических исследований по формуле:

Приведенная формула для определения λз.гис получена из известного соотношения (стр. 117, формула (25.3), Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.):

После окончания газогидродинамических исследований скважины, используя телеметрию кустовых газовых скважин, производят с заданным шагом квантования измерения устьевого давления - Ру, температуры - Ту и расхода газа - Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ).

Измеренные значения этих параметров в реальном масштабе времени используют для определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовых скважин, вычисляемого с использованием соотношения (1) и учетом текущей поправки ΔРз(t) на снижение пластового давления. Эту поправку определяют согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t) с момента проведения последних газогидродинамических исследований скважины (со временем давление пласта падает в результате истощения залежи). С учетом сказанного коэффициент гидравлического сопротивления λф ствола газовых скважин определяют по формуле:

Получаемые значения λф строят в виде графика временной функции.

Динамика изменения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовой скважины показана на графике (см. чертеж).

Таким образом, определение значения коэффициента гидравлического сопротивления λф в реальном масштабе времени позволяет в оперативном режиме диагностировать состояние ствола газовой скважины. Заранее известно, что при нормальном режиме работы скважины значения коэффициента гидравлического сопротивления λф не должны перевешать линию границы А на графике. Если в ходе эксплуатации газовой скважины выяснится, что коэффициент гидравлического сопротивления λф пересек указанную границу, можно твердо констатировать, что нарушен нормальный режим работы скважины, и на стенках ствола скважины нарушена первоначальная шероховатость, а ее ствол загрязнен свыше допустимой нормы. Благодаря этому у обслуживающего персонала в оперативном режиме появляется возможность оценить режим работы ствола газовой скважины, своевременно принять меры по устранению аварийных и других нештатных ситуаций в ее работе.

Применение данного способа позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа и сбои в работе газовых скважин и тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на промысле, а также снизить численность персонала, занятого обслуживанием промысла.

Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем, отличающийся тем, что после окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по формуле

где - относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр фонтанных труб;

ΔPз(t) - текущая поправка снижения пластового давления с момента последнего газогидродинамического исследования скважины, определяемая согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t);

zcp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

Tср - среднее значение температуры газа в стволе скважины, и получаемые значения λф автоматизированная система управления строит в виде графика временной функции, сравнивает текущие значения λф с уставкой его максимального значения и при превышении ее выдает сообщение оператору о нарушении нормального режима работы скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей.

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано для измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте.

Изобретение относится к области геофизических исследований, а именно для электрического каротажа скважин. Сущность изобретения заключается в том, что каждый из электродов многоканального зонда бокового каротажа оснащен как минимум тремя цилиндрическими токосъемными контактами, равномерно разнесенными относительно друг друга по окружности корпуса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Технический результат - повышение технологичности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами. Технический результат - повышение уровня ремонтопригодности устройства и повышение надежности эксплуатации добывающих скважин. Устройство содержит колонну лифтовых или насосно-компрессорных труб, закрепленных в обсадной колонне скважины устьевой арматурой и опорным пакером. Эта колонна образует с обсадной колонной скважины затрубный коаксиальный проточный канал. Имеется струйный насос. Этот насос, в зависимости от варианта исполнения устройства, предусматривает прямую или обратную схему циркуляции. Рассмотрены варианты с образованием межтрубного коаксиального проточного канала и струйного насоса с патрубком для забора пластового продукта. Собственно струйный насос в общем виде содержит муфту перекрестного течения с сообщенными между собой аксиальным и периферийными продольными проточными каналами. В аксиальном канале муфты установлены сопло или диффузор, состыкованные с ответными им диффузором или соплом, образующие между собой камеру подвода пластового продукта, сообщенную с одной стороны с периферийными продольными проточными каналами муфты, а с другой стороны - с впускным коллектором, снабженным на входе обратным клапаном. Через этот клапан обеспечена возможность сообщения с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору ствол опорного пакера или патрубок забора пластового продукта в зависимости от варианта исполнения устройства. Радиальные каналы муфты в том или ином расположении струйного насоса в скважине сообщены с затрубным или межтрубным пространствами коаксиальными проточными каналами. Аксиальный канал муфты со стороны, противоположной соплу или диффузору, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой. В верхней части струйного насоса выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его из скважины с помощью ловителя. 4 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами иили глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплекснойпредварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.

Наверх