СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
METHOD FOR DETERMINATION OF GAS FLOW RATE AND GAS FACTOR OF WELLS PRODUCT

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
3
3
где G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м/м;
3
ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м/МПа;
зат
Р - затрубное давление, МПа;
∂
H - динамический уровень, м;
он
3
ρ - плотность разгазированной нефти, кг/м;
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
1
0
где P и P - текущее и стандартное давление;
1
2
T и Т - текущая температура в затрубном пространстве и при стандартных условиях;
1
H - динамический уровень, м;
зат
S - площадь сечения затрубного пространства, м;
Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре в затрубе.
1
i
iзат
i
i
Зафиксировав время закрытия затрубной задвижки t, проведем повторные замеры динамического уровня Н и давления P за время Δt. Очевидно, что в каждый момент времени t объем газа в затрубном пространстве, приведенный к стандартным условиям, определяется выражением
i
i
При этом разница в объемах газа в затрубном пространстве за время Δt соответствует объему поступившего газа. Разделив эту величину на Δt и умножив на соответствующее время в сутках, получим суточный приток (дебит) газа по затрубу
i
где Δt - время замера, мин;
1440 - число минут в сутках.
н
н
ж
ж
Для действующей скважины Q представляет собой дебит скважины по нефти. Q=Q(1-K), где Q - дебит скважины по жидкости, а K - обводненность нефти.
н
Делением суточного поступления газа в затрубное пространство (4) на дебит скважины по нефти Q 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;
он
3
плотность разгазированной нефти, ρ=881 кг/м;
рг
3
плотность растворенного газа, ρ=1,3 кг/м;
3
коэффициент растворимости газа, ΔG, 1,69 м/МПа;
поправочный коэффициент растворимости, γ, 1,05;
-4
-1
изменение объемного коэффициента, Δb, 5·10 МПа;
нас
глубина спуска насоса, Н=1450 м.
1. Определяются площади сечений:
обсадной колонны
HKT
2
НКТ S=0,0055 м;
зат
2
затрубного пространства S=0,6167-0,0055=0,0112 м.
2. Проводятся измерения:
1зат
затрубного давления, Р=0,31 МПа;
температуры газа по затрубу, Т=298°K;
1
динамического уровня, H=914 м;
н
3
дебита нефти, Q=26 м/сут;
он
3
плотности нефти, ρ=882 кг/м;
ог
3
плотности газа, ρ=1,2 кг/м.
i
3. Закрывается затрубная задвижка, если она открыта, начинается отсчет времени. По истечении времени Δt измеряются динамический уровень и затрубное давление:
i
i
i
Δt=180 мин, H=948 м, P=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.
нкт
По прототипу газовый фактор нефти G определяется по уравнению (1). Тогда газовый фактор нефти, извлекаемый скважиной из пласта, определяется суммой
НКТ
НКТ
зат
г
н
3
3
3
3
3
По скважине, применяя выражение (1), получаем G=10,5 м/м. Газовый фактор G=G+G=10,5+3,05=13,55 м/м. Дебит газа Q=G·Q=13,55·26=352,3 м/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.