Способ определения водного фактора газового промысла

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Обеспечивает повышение точности и оперативности определения водного фактора газового промысла. Сущность изобретения: способ включает сбор выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды, отделение от газового потока и смешивание ее в сепараторе и определение общей минерализации воды. Сбор выносимой подошвенной и конденсационной воды производят из всех скважин зоны отбора газового промысла. Затем отбирают пробы отсепарированной и смешанной подошвенной и конденсационной воды и проводят ее химический анализ на общую минерализацию, на основании чего определяют материальный баланс по минерализации путем решения математического уравнения. После этого по формулам рассчитывают удельное количество подошвенной воды на газовом промысле из условия, что конденсационная вода в пластовых условиях находится в виде пара. Затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле. После этого определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за сутки. На основании полученных данных рассчитывают суммарное количество воды газового промысла за сутки, т.е. по данным химического анализа на общую минерализацию отобранных из входных сепараторов проб воды можно оперативно определить среднее удельное количество подошвенной и конденсационной воды на газовом промысле, а также суммарное количество воды за сутки по газовому промыслу. 1 табл., 1 ил.

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

Известен способ определения водного фактора по данным химического анализа выносимой из скважины воды и расчета количества подошвенной, конденсационной и техногенной воды на каждой добывающей газовой скважины [1. Патент РФ № 2128280 от 27.03.99].

Недостатком данного способа является необходимость отбора проб жидкости на каждой скважине, что сопровождается безвозвратными потерями газа и загрязнением окружающей среды, проведением дорогостоящих химических анализов на определение содержания ионов натрия, калия и кальция. Кроме того, определение водного фактора газового промысла как алгебраическая сумма водных факторов по каждой скважине дает искаженный результат за счет конденсации и скапливания воды на заниженных участках газосборной сети при небольших скоростях газа и, наоборот, за счет выноса воды из этих участков при высоких скоростях газа. При обобщении результатов исследований по каждой скважине необходима обработка больших объемов исходных данных и приведение их к фактическим режимам работы газового промысла.

Известен способ определения водного фактора газового промысла на входных сепараторах посредством регулирования уровня (сброса) жидкости из сепараторов, в котором жидкость из всех скважин газового промысла отделяется от газового потока в сепараторах и скапливается в специальных емкостях, при достижении уровня смеси, состоящей из газированной жидкости и механических примесей определенной величины, происходит сброс, суммируя количество сбросов за сутки и зная объем сборника, определяют водный фактор газового промысла [2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1988, с. 282].

Недостатком этого метода является недостаточно точные способы замера количества воды, отбиваемой в сепараторах, так как в емкости скапливается газированная жидкость и механические примеси. Кроме того, замеры количества воды во входных сепараторах трудоемки и требуют значительных затрат времени.

В настоящее время основные месторождения природного газа (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Комсомольское, Вынгапуровское) эксплуатируются в период падающей добычи, что сопровождается активным внедрением подошвенных вод в газовую часть залежи. Следствием этого является наличие жидкости в продукции скважин, что связано с подтягиванием подошвенных вод в газовую часть залежи и с конденсацией паров воды в стволе скважины и призабойной зоне пласта. С возрастающим обводнением фонда добывающих скважин возникает необходимость определения количества подошвенных и конденсационных вод на газовом промысле.

В связи с увеличением выноса воды возникают следующие проблемы:

- увеличение коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования газовых промыслов;

- увеличение нагрузки по жидкой влаге на входные сепараторы;

- попадание воды на дожимные компрессорные станции и, как следствие, отложение солей в проточной части нагнетателей.

Задачей предлагаемого решения является определение среднего удельного и суммарного количества подошвенной и конденсационной воды в продукции скважин по зоне отбора газового промысла.

Технический результат достигается путем использования результатов химического анализа воды на общую минерализацию во входных сепараторах для определения по предлагаемой системе уравнений среднего удельного и суммарного количества подошвенной и конденсационной воды в продукции скважин по зоне отбора газового промысла.

Цель изобретения - повышение точности и оперативности определения водного фактора газового промысла.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе определения водного фактора газового промысла, включающем сбор выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды, отделение от газового потока и смешивание ее в сепараторе и определение общей минерализации воды, сбор выносимой подошвенной и конденсационной воды производят из всех скважин зоны отбора газового промысла, затем отбирают пробы отсепарированной и смешанной подошвенной и конденсационной воды и проводят ее химический анализ на общую минерализацию, на основании чего определяют материальный баланс по минерализации путем решения уравнения:

,

где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения;

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³;

М2 - минерализация конденсационной воды, г/м³;

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³;

М3 - минерализация воды после смешивания в сепараторе, г/м³;

после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды на газовом промысле, принимая М2 = 0, поскольку конденсационная вода в пластовых условиях находится в виде пара:

,

затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле по формуле:

X2 = (Wпл-Wс),

где Wпл - равновесное влагосодержание пластового газа, г/м³;

Wс - равновесное влагосодержание газа в сепараторах, г/м³;

при этом величины Wпл и Wс вычисляют по имперической формуле, используемой для определения содержания парообразной влаги в природном газе в зависимости от его давления и температуры (Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной осушки газа. - Тюмень: НПО "Тюменгазтехнология", 1988, с.17, ф.2.4).

W_пл=(0,457/P_пл)*exp(0,0735*t_пл-0,00027t²_пл)+0,041*exp(0,054*t_пл-0,002*t²_пл),

где P_пл - пластовое давление газа, кг/см²;

T_пл - пластовая температура газа, °С;

W_с=(0,457/P_с)∗exp(0,0735∗t_с-0,00027∗t²_с)+0,0418∗exp(0,054∗t_с-0,002∗t²_с),

где P_с - давление газа в сепараторе, кг/см²;

T_с - температура газа в сепараторе, °С;

после чего определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за сутки:

Qп = Qг∗X1/ρп,

qк = Qг∗X2/ρк,

где: Qп - суммарное количество подошвенной воды, м³/сут;

Qг - расход газа через входные сепараторы, м³/сут;

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³;

ρп - плотность подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения;

qк - суммарное количество конденсационной воды, м³/сут;

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³;

ρк - плотность конденсационной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения;

и на основании полученных данных рассчитывают суммарное количество воды газового промысла за сутки:

Q = Qп + qк,

где Q - суммарное количество воды газового промысла за сутки, м³/сут.

Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой сбора газа на газовом промысле (чертеж), где 1, 2, 3, 4, 5, 6 - скважины газового промысла, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - подводящие шлейфы, 13 - входной узел, 14 - входной сепаратор, 15 - сборник.

Способ реализуется следующим способом.

Газ из скважин 1, 2, 3, 4, 5, 6 по подводящим шлейфам 7, 8, 9, 10, 11, 12 поступает на входной узел 13, после чего в входной сепаратор 14, в котором происходит отделение пластового газа от капельной жидкости и механических примесей, которые скапливаются в сборнике 15. Механические примеси скапливаются на самом дне сборника 15, а подошвенная и конденсационная вода смешивается. Затем отбирают пробы этой смеси подошвенной и конденсационной воды и проводят анализ ее на общую минерализацию. На основе данных химического анализа определяют материальный баланс по минерализации по формуле:

(1),

где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения,

М2 - минерализация конденсационной воды, г/м³,

М3 - минерализация воды после смешивания в сепараторе, г/м^3,

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³,

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³,

после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды на газовом промысле, принимая М2 = 0, поскольку конденсационная вода в пластовых условиях находится в виде пара:

(2),

где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения,

М3 - минерализация воды после смешения в сепараторе, г/м³,

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³,

затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле по формуле:

X2 = (Wпл-Wс) (3)

где Wпл - равновесное влагосодержание пластового газа, г/м³

Wс - равновесное влагосодержание газа в сепараторах, г/м³,

при этом величины Wпл и Wс вычисляют по известной методике [3], после чего определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за сутки:

Qп = Qг∗X1/ρп (4),

qк = Qг∗X2/ρк (5),

где Qп - суммарное количество подошвенной воды, м³/сут,

qк - суммарное количество конденсационной воды, м³/сут,

Qг - расход газа через входные сепараторы, м³/сут,

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³,

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³,

ρп - плотность подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения,

ρк - плотность конденсационной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения,

и на основании полученных данных рассчитывают суммарное количество воды газового промысла за сутки:

Q = Qп + qк (6),

где Q - суммарное количество воды газового промысла за сутки, м³/сут.,

qк - суммарное количество конденсационной воды, м³/сут,

Qг - расход газа через входные сепараторы, м³/сут.

Таким образом, используя систему уравнений 1 - 6, по данным химического анализа на общую минерализацию отобранных из входных сепараторов проб воды можно оперативно определить среднее удельное количество подошвенной и конденсационной воды на газовом промысле, а также суммарное количество воды за сутки по газовому промыслу.

Пример конкретной реализации способа.

Газовое месторождение Медвежье эксплуатируется 305 добывающими скважинами и 9 установками комплексной подготовки газа (УКПГ). На УКПГ - 8 были проведены промысловые исследования по определению общего количества воды, отбиваемой на входных сепараторах за сутки посредством фиксирования количества сбросов жидкости из сборников. Кроме того, было определено количество подошвенной, конденсационной воды и их сумма по предлагаемому расчету. При проведении расчетов плотность подошвенной и конденсационной воды были приняты: ρп = 1050 и ρк = 1000 кг/м³ соответственно, минерализация подошвенной воды М1 = 19300 г/м³, минерализация конденсационной воды М2 = 0. Результаты промысловых исследований, исходные данные и расчеты приведены в таблице.

Например, промысловыми исследованиями от 13.10.00 было определено общее количество воды, отбиваемой на входных сепараторах Q = 12,0 м³/сут. По результатам химических анализов было определено, что минерализация воды после смешения в сепараторе М3 = 1315 г/м³. Удельное количество конденсационной воды на газовом промысле определяется по известной методике [3] по формуле X2 = (Wпл-Wc), то есть Х2₂ = 0,653 г/м³, при условиях: равновесное влагосодержание пластового газа Wпл = 1,197 г/м³, при значениях пластового давления 4,4 МПа и температуры 35,2 °С, равновесное влагосодержание газа в сепараторах Wc = 0,544 г/м³, при значениях давления сепарации 2,0 МПа и температуры 12,4 °С. Расход газа через входные сепараторы на дату проведения исследования составил Q_г = 14640 тыс. м³/сут. Удельное количество подошвенной воды на газовом промысле определяется по формуле , то есть Х1 = 1315∗0,653 / (19300-1315) = 0,048. Суммарное количество подошвенной воды определяется по формуле Qп = Qг∗X1/ρп, то есть Qп = 14640000∗0,048/1050000 = 0,7. Суммарное количество конденсационной воды определяется по формуле qк = Qг∗X2/ρк, то есть Qк = 14640000∗0,653/1000000 = 9,6. Суммарное количество подошвенной и количество конденсационной воды определяется по формуле Q = Qп + Qк, то есть Q = 0,7 + 9,6 = 10,3.

Разницу между общим количеством воды, отбиваемой на входных сепараторах за сутки (гр. 2), и общим количеством воды, определенным по предлагаемому расчету (гр. 10), можно объяснить тем, при проведении промысловых исследований фиксировался объем газированной жидкости и механических примесей при давлении сепарации.

Таким образом, полученные данные позволят оперативно отслеживать изменение водного фактора. Применение предлагаемого способа позволяет также повысить точность определения водного фактора газового промысла, что обеспечит оперативность регулирования уровней отбора газа из добывающих скважин. Это позволит предотвратить попадание минерализованной воды на дожимные компрессорные станции и, как следствие, отложение солей в проточной части нагнетателей, вовремя принять меры для:

- уменьшения выноса подошвенной воды;

- снижения коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования газовых промыслов;

- снижения нагрузки по жидкой влаге на входные сепараторы.

Источники информации

1. Патент РФ № 2128280, МПК⁶ Е 21 В 43/00, опубл. 27.03.99 Бюл. № 9.

2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988, с. 282 (прототип).

3. Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной осушки газа. - Тюмень: НПО “Тюменгазтехнология”, 1988, с. 17, ф.2.4.

Формула изобретения

Способ определения водного фактора газового промысла, включающий сбор выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды, ее отделение от газового потока, смешивание ее в сепараторе и определение общей минерализации воды, отличающийся тем, что сбор выносимой подошвенной и конденсационной воды производят из всех скважин зоны отбора газового промысла, затем отбирают пробы отсепарированной и смешанной подошвенной и конденсационной воды и проводят ее химический анализ на общую минерализацию, на основании чего определяют материальный баланс по минерализации путем решения уравнения

где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м³; постоянный показатель для месторождения;

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³;

М2 - минерализация конденсационной воды, г/м³;

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³;

М3 - минерализация воды после смешивания в сепараторе, г/м³,

после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды на газовом промысле, принимая М2 = 0, поскольку конденсационная вода в пластовых условиях находится в виде пара

затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле по формуле

X2 = (Wпл-Wc),

где Wпл - влагосодержание пластового газа в виде паров воды, г/м³;

Wс - влагосодержание газа в сепараторах в виде паров воды, г/м³,

после чего определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за сутки

Qп = Qг·X1/ρп

qк = Qг·X2/ρк,

где Qп - суммарное количество подошвенной воды, м³/сут;

Qг - расход газа через входные сепараторы, м³/сут;

X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м³;

ρп - плотность подошвенной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения;

qк - суммарное количество конденсационной воды, м³/сут;

Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м³;

ρк - плотность конденсационной воды, г/м³, постоянный показатель для месторождения,

и на основании полученных данных рассчитывают суммарное количество воды газового промысла за сутки

Q = Qп + qк,

где Q - суммарное количество воды газового промысла за сутки, м³/сут.

РИСУНКИ

Рисунок 1