СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ В ГАЗОСБОРНУЮ СЕТЬ
METHOD FOR DETERMINING WELL OPERATING PARAMETERS TO GAS-COLLECTING SYSTEM

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения дебитов газа, содержания жидкости и твердых примесей в продукции скважин, работающих в газосборные сети и не оборудованных соответствующими измерительными устройствами.
Известен способ определения параметров работы газовой скважины в газосборную сеть, включающий предварительное проведение газодинамических исследований скважины и расчет ее продуктивных характеристик. Для определения дебита газа, с которым скважина работает в шлейф газосборной сети, измеряют пластовое и устьевое давления и рассчитывают по продуктивным характеристикам дебит скважины и содержание жидкости и твердых примесей в ее продукции («Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» под редакцией Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М. «Недра», 1980, с.116-118,130).
Недостатком способа является низкая точность расчета параметров работы скважины, поскольку на поздней стадии разработки газовых месторождений в условиях обводнения и разрушения призабойной зоны пласта продуктивные характеристики скважины могут существенно изменяться в процессе эксплуатации вследствие скопления жидкости и образования песчано-глинистых пробок на ее забое. Погрешность расчета может составлять сотни процентов.
Известен способ определения дебита газовой скважины, работающей в шлейф, включающий измерение дебита скважины расходомером, установленным стационарно в устьевой обвязке скважины после сепаратора, обеспечивающего отделение и измерение твердых частиц и жидкости (Гриценко А.И. и др., «Руководство по исследованию скважин», М.: Наука, 1995, стр.499-502).
Недостатком способа являются большие затраты на реконструкцию устьевой обвязки всех скважин месторождения, приобретение и монтаж сепаратора и расходомера на устье каждой скважины, а также значительные эксплуатационные затраты на их обслуживание. На поздней стадии разработки месторождений такие затраты могут быть экономически нецелесообразны.
Задачей изобретения является разработка надежного способа определения параметров работы скважины в газосборную сеть, не оборудованную измерительными устройствами.
Техническим результатом изобретения является повышение точности, достоверности и экономической эффективности контроля режима работы скважины за счет прямого измерения ее рабочих параметров и сокращения затрат на приобретение, монтаж и эксплуатацию дорогостоящего измерительного оборудования.
Указанная цель достигается тем, что в предлагаемом способе определения параметров работы скважины в газосборную сеть, включающем измерение с помощью расходомера расхода газа и с помощью сепаратора содержание жидкости и твердых примесей в продукции газовой скважины, согласно изобретению газовый поток отключают от газосборной сети и направляют в факельную линию, при этом на конце факельной линии монтируют мобильные расходомер и сепаратор, устанавливают давление газа на устье скважины, равное давлению при ее работе в газосборную сеть, и в течение определенного времени измеряют расход газа, затем газовый поток переводят обратно в газосборную сеть, после чего измеряют количество жидкости и механических примесей, накопленных в сепараторе за время измерений, и рассчитывают содержание жидкости и твердых примесей в газовом потоке.
Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена схема измерения дебита газа, содержания жидкости и твердых примесей в продукции скважины, работающей в газосборную сеть, на фиг.2 представлен график изменения устьевого давления и расхода газа на скважине 145 Юбилейного месторождения.
Установка для реализации способа состоит из скважины 1, работающей в газосборную сеть 2, измерителя давления 3 на устье скважины 1, задвижек 4 и 5, факельной линии 6, на конце которой установлены сепаратор 7 и расходомер 8, и регулируемого дросселя 9.
Способ реализуется следующим образом.
На устье скважины 1 измеряют давление газа с помощью измерителя давления 3. При этом задвижка 4 закрыта, а задвижка 5 открыта. Затем поток газа, поступающий из скважины, направляют в факельную линию 6, на конце которой установлены мобильные сепаратор 7 и расходомер газа 8. Для этого открывают задвижку 4 и закрывают задвижку 5. С помощью регулируемого дросселя 9 устанавливают на скважине устьевое давление, такое же, как при ее работе в газосборную сеть 2. Этим обеспечивается режим работы скважины в факельную линию 6, аналогичный ее режиму работы в газосборную сеть 2. В течение определенного времени производят измерение расхода газа, равного дебиту скважины при ее работе в газосборную сеть 2. Затем переводят поток газа обратно в газосборную сеть 2, после чего измеряют количество жидкости и механических примесей, накопленных в сепараторе 7 за время измерений. По формулам рассчитывают содержание жидкости и твердых примесей в газовом потоке:
Ж
3
3
где W - удельное содержание жидкости, см/м;
П
3
3
W - удельное содержание механических примесей, мм/м;
Ж
3
V - объем жидкости в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см;
П
3
V - объем механических примесей в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см;
t - время проведения измерений, мин;
3
Q - дебит скважины, тыс.м/сут.
Рассчитанные значения соответствуют содержанию жидкости и твердых примесей в газовом потоке при работе скважины в газосборную сеть.
После завершения измерений мобильные расходомер 8 и сепаратор 7 могут быть демонтированы и перевезены на другую скважину для определения ее параметров работы в газосборную сеть.
Пример конкретной реализации способа.
2
2
3
3
3
3
3
Практически способ применяется следующим образом. Определение предлагаемым способом параметров работы скважины в газосборную сеть проводили на скважине 145 Юбилейного месторождения 21 декабря 2009 года. На конце факельной линии скважины был установлен коллектор «Надым-1», который включал малогабаритный сепаратор и диафрагменный расходомер критического течения. Скважина работала в газосборную сеть при давлении 42,2 кгс/см, которое было измерено с помощью датчика давления, установленного на буфере скважины (фиг.2 -интервал 1). Затем с помощью задвижек 4 и 5 (фиг.1) скважина была отключена от газосборной сети 2 и газовый поток направлен в факельную линию 6 (фиг.2 - интервал 2). Газ из скважины 1, содержащий жидкость и твердые примеси, по факельной линии 6 поступал в сепаратор 7, где очищался от жидкости и твердых примесей, а затем подавался в расходомер 8. С помощью регулируемого дросселя 9 (фиг.1) установили устьевое давление такое же, как при ее работе в газосборную сеть - 42,2 кгс/см (фиг.2 - интервал 3). После стабилизации параметров работы скважины с помощью расходомера 8 измерили расход газа, равный дебиту скважины при работе в газосборную сеть - 563 тыс.м/сут (фиг.2 - интервал 4). Удаляемая из газа жидкость собиралась в специальные контейнеры, которыми был оборудован сепаратор 7. После остановки скважины жидкость из контейнеров слили в специальную мерную емкость, с помощью которой измерили количество жидкости и твердых примесей, удаленных из газа сепаратором 7. Затем по формулам (1) и (2) было рассчитано содержание жидкости - 0,2 см/м и твердых примесей - 0,6 мм/м в газовом потоке, равное содержанию жидкости и твердых примесей в продукции при работе скважины в газосборную сеть. График изменения устьевого давления и расхода газа на скважине 145 Юбилейного месторождения в процессе работ представлен на фиг.2.
Таким образом, предлагаемый способ не требует проведения реконструкции устьевой обвязки скважин и позволяет повысить точность, достоверность и экономическую эффективность контроля режимов работы скважин в газосборную сеть за счет прямого измерения их рабочих параметров и сокращения затрат на приобретение дорогостоящего измерительного оборудования для каждой скважины, его монтаж и эксплуатацию.