Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса

Изобретение предназначено для определения в скважинных условиях содержания свободного газа в потоке скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Техническим результатом является обеспечение защиты ЭЦН и его работы в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос». Способ заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции. При этом под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по математической формуле. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности на нефтяных месторождениях при скважинной добыче нефти. Предлагаемая к рассмотрению технология предусматривает организацию контроля содержания свободного газа в скважинной жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса.

Содержание свободного газа в поступающей жидкости на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) не должно превышать определенной величины. Для многих конструкций ЭЦН величина рассматриваемого параметра не должна превышать 25% или в долях - не более 0,25. Напомним, что под этим параметром подразумевается отношение объема свободного газа к объему газожидкостного состава. При превышении содержания свободного газа (ССГ) критической величины происходит нестабильная работа глубинной насосной установки вплоть до срыва подачи жидкости до устья скважины (источник: стр. 301 книги Кабиров М.М., Гафаров Ш.А. Скважинная добыча нефти: учебник. - СПб.: «Недра», 2010. - 416 с.).

Постоянный мониторинг этого параметра на приеме глубинного насоса дает возможность оперативно снижать производительность ЭЦН путем изменения частоты вращения вала и рабочих колес погружного электродвигателя (ПЭД). Снижение производительности насоса ведет к росту давления на приеме насоса и снижению величины ССГ. Необходимое измерение содержания свободного газа на приеме насоса на скважинах не ведется по техническим причинам - отсутствует методика и техника измерений.

Известно изобретение №2521091 по патенту РФ «Способ определения давления насыщения нефти газом» (опубл. 27.06.2014), по которому определяют давление насыщения нефти газом (Рнас) путем изменения давления на приеме глубинного ЭЦН с помощью частотного регулятора тока, питающего ПЭД насоса. В результате исследования работы насоса на нескольких режимах (на нескольких частотах тока) получают график зависимости плотности газожидкостного состава (ГЖС) в межтрубном пространстве от давления на приеме насоса, по которому и определяют параметр Рнас. По изобретению нет возможности определить содержание свободного газа на приеме насоса.

Многие нефтяные компании страны находят содержание свободного газа в жидкости, транспортируемой по трубопроводам системы нефтесбора по методике, описанной в книге Персиянцева М.Н. «Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях». - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 283 (методика описана на стр.148-153). Методика предусматривает перевод трубопроводной жидкости небольшого объема в устройство УОСГ-100М, которое, по сути, является камерой переменного объема, снабженное техническим высокоточным манометром. Данное устройство и методика неприменимы для определения ССГ на приеме глубинного насоса, так как измерительный прибор не адаптирован к скважинным условиям и не приспособлен к работе без участия человека.

Скважинная продукция на приеме глубинного насоса состоит из трех основных компонент: нефти, воды и газа. Последняя компонента в зависимости от давления находится либо в растворенном в нефти состоянии, либо частично или полностью - в свободном, то есть газообразном состоянии. Отношение объема выделившегося из пластовой нефти газа к объему этой нефти при снижении давления до атмосферного называют газовым фактором нефти. Этот параметр для большинства нефтяных месторождений России находится в пределах 10-100 м33. Даже при минимальной величине газового фактора из одного кубометра нефти может выделиться 10 и более кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ). В то время как опасными для работы глубинного ЭЦН являются всего лишь выделившиеся 250-300 л из 1 м3 нефти. Выделение из нефти столь малого количества газа меняет незначительно свойства нефти. Поэтому плотность нефти при совершенно малой дегазации будет изменена незначительно. Информация по плотности пластовой нефти в зависимости от степени ее дегазации может быть получена в лабораторных условиях при исследовании глубинных проб пластовой нефти. Плотность второй составляющей - воды остается величиной практически постоянной ввиду относительно малой растворимости газов в воде в сравнении с нефтью. Плотность третьей составляющей ГЖС на приеме насоса - собственно плотность свободного газа зависит от давления по закону Менделеева-Клапейрона. Эта зависимость носит прямолинейный характер - чем выше давление среды, тем выше плотность газа.

Технической задачей по изобретению является разработка способа нахождения содержания свободного газа в потоке скважинной продукции, поступающей на прием электроцентробежного насоса, на основе оперативной информации о плотностях нефти, свободного газа и воды, находящихся в этом ГЖС.

В качестве прототипа по решению этой технической задачи выбрано изобретение по патенту РФ №2610941 «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 25.01.2017, бюл. 3). По данному изобретению обводненность скважинной продукции находится с помощью двух датчиков давления при условии отсутствия свободного газа в жидкостном потоке скважины. Способ неприменим для оценки ССГ, но при наличии свободного газа в скважинном потоке жидкости плотность такого состава и создаваемое им гидростатическое давление определенным образом снижаются, и этот факт можно использовать для количественной диагностики свободного газа в скважинной продукции.

Техническая задача по заявляемому изобретению решается тем, что по способу оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, который заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции, необходимо под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны скважины установить два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по формуле:

где ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

Р2 - давление в скважине по нижнему датчику, атм;

P1 - давление в скважине по верхнему датчику, атм;

ρэм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или окклюдированным газом при среднем давлении (P12)/2, кг/м3;

ρг - плотность свободного газа при среднем давлении (P12)/2, кг/м3;

Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;

hг - общая высота свободного газа между двумя датчиками давления, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Параметры ρэм и ρг определяются по результатам ступенчатого разгазирования пластовой продукции после отбора глубинной пробы. Допустимо также применение расчетных методов определения этих параметров.

При выводе формулы (1) использованы следующие положения.

Как и в прототипе распишем составные части гидростатического давления, создаваемого цилиндрическим столбом жидкости и газа между двумя датчиками давления на расстоянии Н друг от друга. Считаем, что скорость движения скважинной продукции так мала, что потери давления на трение пренебрежительно малы. Разность давлений между датчиками выразим как:

Из формулы (2) выразим отношение параметра hг/H:

Параметр hг/Н собственно и есть содержание свободного газа в потоке скважинной продукции, поэтому на основании этих выкладок и строится решение поставленной технической задачи.

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на чертеже, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - верхний датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5 - нижний датчик давления, 6 - жесткий стержень фиксированной длины, 7 - кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 8 - штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления, 9 - станция управления скважиной.

Содержание свободного газа на приеме насоса нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:

1. Скважина с УЭЦН предварительно комплектуется двумя датчиками, их на кабеле располагают в непосредственной близости от электроцентробежного насоса на известном расстоянии друг от друга по вертикали.

2. В память контроллера с необходимой частотой загружается информация по плотности эмульсии скважинной продукции в зависимости от обводненности и давления в скважине.

3. Давление газа при среднем давлении между двумя датчиками находится самим контроллером по формуле Менделеева-Клапейрона.

4. С необходимой частотой, например, ежечасно контроллер станции управления по формуле 1 определяет параметр ССГ и сравнивает его с максимально допустимой величиной и принимает регламентированное решение, которое выше описано.

Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой высоковязкую эмульсию с массовой обводненностью 50% и относительно малым газосодержанием пластовой нефти.

Исходные данные по скважине:

- глубина электроцентробежного насоса по вертикали - 1000 м;

- расстояние между двумя датчиками по вертикали Н=10 м;

- давление насыщения нефти газом Рнас=55 атм (5,5 МПа);

- плотность пластовой нефти ρг=900 кг/м3;

- плотность пластовой воды ρв=1200 кг/м3;

- плотность газа при нормальных условиях ρг=1,0 кг/м3.

Исходные данные для расчетов двух ситуаций на скважине приведены в табличном виде:

Первая ситуация:

Содержание свободного газа равно 0,086 или 8,6%. Это относительно небольшая величина, и если электроцентробежный насос выдает оптимальную производительность, то станция управления насосом оставляет эту скважинную ситуацию без изменений.

Вторая ситуация:

Содержание свободного газа равно 0,26 или 26%. Это выходит за рамки допустимого значения ССГ, поэтому контроллер станции управления должен, во-первых, проинформировать персонал предприятия о том, что скважина работает не в оптимальном режиме и, во-вторых, предпринять меры по снижению ССГ. Путем понижения частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, снижается и производительность электроцентробежного насоса. Это в свою очередь приведет к приближению динамического уровня к устью скважины, повышению давления в зоне насоса и снижению содержания свободного газа на приеме насоса до приемлемой величины - менее 20%.

Затраты на внедрение изобретения ожидаются небольшими, а вот эффективность будет высокой, так как два датчика давления вместе со станцией управления обеспечат дополнительную защиту ЭЦН и его работу в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос».

Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, заключающийся в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции, отличающийся тем, что под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по формуле:

где ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

Р2 - давление в скважине по нижнему датчику, атм;

P1 - давление в скважине по верхнему датчику, атм;

ρэм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или

окклюдированным газом при среднем давлении (P12)/2, кг/м3;

ρг - плотность свободного газа при среднем давлении (P12)/2, кг/м3;

Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследований квазиизэнтропической сжимаемости газов в мегабарной области давлений. Способ, реализуемый в цилиндрическом устройстве, содержащем заряд взрывчатого вещества, охватывающий корпус с полостью для исследуемого газа, внутри которой коаксиально корпусу размещена дополнительная оболочка, а вдоль оси устройства расположен цилиндрический металлический стержень, включает квазиизэнтропическое нагружение газа, находящегося во внутренней коаксиальной полости устройства, фиксирование движения оболочки, сжимающей исследуемый газ, определение размеров оболочки и стержня в момент максимального сжатия газа.

Изобретение относится к способам контроля процесса осушки природного и попутного газа и может быть использовано в нефтегазовой промышленности, где в производственном процессе для осушки газа применяется моно-, ди-, триэтиленгликоль (далее - абсорбент).

Изобретение относится к способам определения термобарических параметров (температуры и давления) образования гидратов в многокомпонентной смеси типа нефтяных или природных газов.

Изобретение относится к каротажу бурового флюида или газовому каротажу в процессе бурения и, более конкретно, к способу и системе для получения характеристик пластовых флюидов в реальном времени.

Изобретение относится к способам определения газоносности угольных пластов с целью определения коммерческого потенциала угольных месторождений для организации добычи метана из угольных пластов, а также для расчетов ожидаемой газообильности горных выработок угольных шахт.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин и может быть использовано при определении содержания углеводородов (далее - УВ) С5+в в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин.

Изобретение относится к химической промышленности и используется для исследования химического процесса получения синтетической нефти. Установка для исследования процесса получения синтетической нефти, включающая в себя реактор, загруженный катализатором, накопительную емкость, средства контроля температуры и давления, запорно-регулирующую арматуру, отличается тем, что она дополнительно содержит ресивер, конденсатор-сепаратор, регистрирующие индикаторные устройства для измерения расхода газообразных потоков и отходящего газа, индикаторное устройство для измерения уровня жидкости, при этом на линии подачи газообразных потоков установлены последовательно регистрирующее индикаторное устройство для измерения расхода газообразных потоков, ресивер, каталитический реактор, выход которого соединен с последовательно установленными конденсатором-сепаратором и накопительной емкостью, причем каталитический реактор выполнен с возможностью электроподогрева слоя катализатора и имеет систему внешнего водяного охлаждения, состоящую из последовательно установленных водяного холодильника, сборника парового конденсата, дозирующего насоса и водонагревателя, при этом средства контроля температуры выполнены в виде индикаторного регистрирующего регулирующего устройства, установленного в водонагревателе, первого индикаторного устройства для измерения температуры, установленного в каталитическом реакторе, второго индикаторного устройства для измерения температуры, установленного в водяном холодильнике, третьего индикаторного устройства для измерения температуры, установленного в конденсаторе-сепараторе, четвертого индикаторного устройства для измерения температуры, установленного в накопительной емкости, средства контроля давления выполнены в виде первого индикаторного устройства для измерения давления, установленного перед водяным холодильником, и второго индикаторного устройства для измерения давления, установленного в конденсаторе-сепараторе, запорно-регулирующая арматура выполнена в виде регулирующего клапана, установленного на трубопроводе подачи газообразных потоков и связанного с регистрирующим индикаторным устройством для измерения расхода газообразных потоков, первого регулирующего вентиля, установленного между первым индикаторным устройство для измерения давления и водяным холодильником, второго регулирующего вентиля, установленного на трубопроводе подачи оборотной воды в водяной холодильник, третьего регулирующего вентиля, установленного на трубопроводе отвода отходящего газа из конденсатора-сепаратора между конденсатором-сепаратором и регистрирующим индикаторным устройством для измерения расхода отходящего газа, четвертого регулирующего вентиля, установленного на трубопроводе подачи оборотной воды в конденсатор-сепаратор, пятого регулирующего вентиля, установленного на трубопроводе подачи синтетической нефти потребителю и связанного с индикаторным устройством для измерения уровня жидкости.

Предлагаемое изобретение относится к материаловедению изделий легкой и текстильной промышленности, а именно к методам исследования свойств материалов, и может быть использовано для определения их воздухопроницаемости при изменении режимов и параметров воздухообмена.

Изобретение относится к области исследований квазиизэнтропической сжимаемости газов, например водорода, дейтерия, гелия и т.д., в мегабарной области давлений. Устройство содержит заряд взрывчатого вещества, охватывающий металлическую оболочку с полостью для напуска газа посредством трубопровода, проходящего через указанные заряд и оболочку.

Изобретение относится к области измерительной техники, а именно к средствам наблюдения движущихся газовых потоков, содержащих мелкодисперсные частицы вещества, и может быть использовано при контроле параметров потоков газовых сред.

Настоящее изобретение в целом относится к способу и устройству для измерений на основе магнитного резонанса и анализа режимов многофазного потока в транспортной или эксплуатационной трубе.

Настоящее изобретение относится к устройствам расходомера Кориолиса и способам, и в частности к устройствам расходомера Кориолиса и способам для определения операционных порогов для потока многофазной текучей среды.

Использование: для измерения параметров потока многофазной жидкости. Сущность изобретения заключается в том, что расходомер включает в себя рентгеновскую трубку, рентгенопрозрачный участок трубопровода для исследования многофазной жидкости, матричный рентгеновский детектор, средство анализа для обработки данных, поступающих с детектора, противорассеивающую рентгеновскую маску для снижения влияния рассеянного излучения на изображение.

Изобретение относится к области измерения параметров многофазового потока, а именно к устройству для измерения расхода и/или состава многофазной флюидной смеси без предварительной сепарации многофазного потока, и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к ядерно-магнитный расходомеру (1) для определения расхода текущей через измерительную трубу (2) среды, с устройством (4) создания магнитного поля, измерительным устройством (5) и антенным устройством (6) с антенной (7).

Изобретение относится к химической технологии и может быть использовано в процессах с циркулирующим потоком мелкодисперсного катализатора. Способ определения скорости циркуляции мелкодисперсного катализатора в линии циркуляции между реактором и регенератором, включающей подъемник катализатора, заключается в том, что измеряют температуру подъемника и определяют скорость циркуляции мелкодисперсного катализатора по предварительно определенной зависимости между указанной скоростью и температурой подъемника.

Система предназначена для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при разработке способов и устройств для определения процентного содержания жидкой фазы в криогенном газожидкостном потоке.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения величин расходов фаз в двухфазных потоках, например, при добыче или переработке углеводородного топлива.

Изобретение предназначено для определения в скважинных условиях содержания свободного газа в потоке скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Техническим результатом является обеспечение защиты ЭЦН и его работы в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос». Способ заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции. При этом под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по математической формуле. 1 ил., 1 табл.

Наверх