Способ определения дебита газа и газового фактора продукции скважин

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, м³/м³;

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

Р_зат - затрубное давление, МПа;

H_∂ - динамический уровень, м;

ρ_он - 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;

S_зат - 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 Н_i и давления P_iзат за время Δt_i. Очевидно, что в каждый момент времени t_i объем газа в затрубном пространстве, приведенный к стандартным условиям, определяется выражением

При этом разница в объемах газа в затрубном пространстве за время Δt_i соответствует объему поступившего газа. Разделив эту величину на Δt_i и умножив на соответствующее время в сутках, получим суточный приток (дебит) газа по затрубу

где Δt_i - время замера, мин;

1440 - число минут в сутках.

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

Делением суточного поступления газа в затрубное пространство (4) на дебит скважины по нефти Q_н 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, ρ_он=881 кг/м³;

плотность растворенного газа, ρ_рг=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, Н_нас=1450 м.

1. Определяются площади сечений:

обсадной колонны

НКТ S_HKT=0,0055 м²;

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

2. Проводятся измерения:

затрубного давления, Р_1зат=0,31 МПа;

температуры газа по затрубу, Т=298°K;

динамического уровня, H₁=914 м;

дебита нефти, Q_н=26 м³/сут;

плотности нефти, ρ_он=882 кг/м³;

плотности газа, ρ_ог=1,2 кг/м³.

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

Δt_i=180 мин, H_i=948 м, P_i=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 G_нкт определяется по уравнению (1). Тогда газовый фактор нефти, извлекаемый скважиной из пласта, определяется суммой

По скважине, применяя выражение (1), получаем G_НКТ=10,5 м³/м³. Газовый фактор G=G_НКТ+G_зат=10,5+3,05=13,55 м³/м³. Дебит газа Q_г=G·Q_н=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.