СПОСОБ КОНТРОЛЯ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR MONITORING THE PRODUCTION RATE OF A GAS BOREHOLE

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для непрерывного измерения дебита (расхода газа) газовых скважин в процессе их эксплуатации.
Известен способ измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа), характеризующийся организацией движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа и последующего расчета дебита газа на основе термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока, диаметров корпуса и диафрагмы ДИКТ (патент RU 2661777, Е21В 47/10, 20.07.2018).
Недостатками данного способа является высокая погрешность измерений при наличии жидкой фазы в составе продукции скважины, необходимость определения состава газа, гидравлические потери в ДИКТе, изменение диаметра диафрагмы ДИКТ при наличии твердой фазы (песка) в продукции скважин за счет эрозионного износа.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, характеризующийся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, предварительным накоплением жидкости в конденсатосборнике, разделением газожидкостной смеси на жидкость и газ в гидроциклонном сепараторе с последующей подачей газа на газовую трубопроводную линию, содержащую расходомер газа, и подачей жидкости на жидкостную трубопроводную линию, содержащую расходомер жидкости, определением расхода газа и жидкости с помощью расходомеров газа и жидкости, разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подачу газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости в газовой и жидкостной трубопроводных линиях производят непрерывно, отбирают пробу газа из газовой трубопроводной линии с помощью пробозаборника, анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки (патент RU 2532490 C1, Е21В 47/10, G01F 15/08, 10.11.2014).
Недостатками упомянутого выше технического решения являются необходимость установки на скважину дополнительного оборудования (гидроциклонный сепаратор, расходомеры жидкости и газа), гидравлические потери в установленном оборудовании, способ не может быть использован для непрерывного контроля дебита скважины из-за необходимости периодического проведения отборов проб и определения состава газожидкостной смеси.
Задачей, на которую направлено заявленное изобретение, является создание низкозатратного способа непрерывного контроля дебита газовой скважины, в составе продукции которой присутствует жидкая и твердая фазы.
Техническим результатом заявленного изобретения является:
- исключение гидравлических потерь при определении дебита газовой скважины за счет отсутствия сужающих устройств;
- упрощение и удешевление контроля дебита скважины, за счет отсутствия необходимости разделения жидкой и газовой фаз, определения состава газожидкостной смеси;
- повышение надежности процесса измерения дебита за счет использования измерительных средств, установленных вне потока газа отводимого в систему сбора газа.
Технический результат обеспечивается тем, что в способе контроля дебита газовой скважины газовую скважину переводят из рабочего режима в исследовательский режим, для чего перекрывают выход газа из газовой скважины в систему сбора газа и перенаправляют газ, выходящий из газовой скважины в устьевой трубопровод, предназначенный проведения для исследований, причем посредством расходомера, установленного на упомянутом устьевом трубопроводе фиксируют текущее значение дебита газовой скважины, а посредством устройства для измерения температуры газа, установленного на устье скважины, фиксируют соответствующее текущему дебиту значение устьевой температуры газа, после чего производят постепенное уменьшение величины дебита газовой скважины до полного останова газовой скважины, в процессе упомянутого уменьшения величины дебита газовой скважины осуществляют постоянную фиксацию значений текущего дебита газовой скважины и соответствующего ему значения устьевой температуры газа, по зафиксированным значениям строят график зависимости устьевой температуры газа от дебита газовой скважины, затем переводят газовую скважину в рабочий режим, для чего перекрывают поступление газа в упомянутый устьевой трубопровод и открывают выход газа из газовой скважины в систему сбора газа, при этом при функционировании газовой скважины в рабочем режиме фиксируют текущее значение устьевой температуры газа и по построенному графику зависимости устьевой температуры газа от дебита газовой скважины определяют значение текущего дебита газовой скважины.
Заявленное изобретение поясняется графиком, на котором приведена зависимость устьевой температуры газа от дебита газовой скважины на примере одной из газовых скважин Ямбургского месторождения (сеноманской залежи).
Способ контроля дебита газовой скважины осуществляется следующим образом.
Заявленный способ основан на эффекте влияния дебита газовой скважины на ее температурный режим. Зависимость устьевой температуры газа от дебита газовой скважины может быть определена на основе исследования скважины.
3
Устьевая температура газа газовой скважины определяется следующими факторами: пластовой температурой газа, эффектом Джоуля-Томпсона и теплообменом потока газа с окружающей средой в стволе газовой скважины, в фонтанной арматуре и в устьевой обвязке. При высоких (150 тыс. м и более) дебитах газа основные тепловые потери происходят в стволе газовой скважины за счет эффекта Джоуля-Томпсона и теплообмена с окружающим грунтом. Тепловые потери в фонтанной арматуре и обвязке газовой скважины несущественны. В этом случае для определения зависимости устьевой температуры от дебита целесообразно использовать промысловое исследование режимов работы газовой скважины.
Для проведения исследований к устьевому трубопроводу, предназначенному для проведения исследований подключают расходомер газа, а в термокарман, расположенный в трубопроводе устьевой обвязки скважины устанавливают устройство для измерения температуры газа (датчик температуры или термометр). В качестве устьевого трубопровода, предназначенного для проведения исследований может быть использован продувочный трубопровод скважины.
Газовую скважину переводят из рабочего режима в исследовательский режим, путем перекрытия газовой задвижки на линии выхода газа из газовой скважины в систему сбора газа и открытия задвижки на трубопроводе, предназначенном для проведения исследований. Таким образом, газ, выходящий из скважины, поступает не в систему сбора газа, а в трубопровод, предназначенный для проведения исследований.
Затем проводят изменение режимов работы газовой скважины, а именно: при помощи дросселирующего устройства (углового штуцера устьевой обвязки скважины или набора диафрагм в трубопроводе, предназначенном для проведения исследований (продувочного трубопровода скважины) производят постепенное уменьшение величины дебита скважин до полного останова скважины. В процессе уменьшения дебита газовой скважины осуществляют постоянную фиксацию значений текущего дебита газовой скважины и соответствующего ему значения устьевой температуры. Текущий дебит газовой скважины фиксируют посредством расходомера газа, а соответствующее текущему дебиту значение устьевой температуры газа фиксируют посредством устройства для измерения температуры газа. По зафиксированным значениям строят график зависимости устьевой температуры газа от дебита газовой скважины.
По окончании исследований газовую скважину переводят в рабочий режим, а именно: перенаправляют газ из в трубопровода, предназначенного для проведения исследований, в систему сбора газа, для чего закрывают газовую задвижку на трубопроводе, предназначенном для проведения исследований, и открывают газовую задвижку на линии выхода газа из газовой скважины в систему сбора газа.
При функционировании газовой скважины в рабочем режиме определяют текущий дебит газовой скважины следующим образом:
- фиксируют текущее значение устьевой температуры газовой скважины;
- на графике зависимости устьевой температуры газовой скважины от ее дебита, построенном на этапе исследований, находят значение температуры, соответствующее зафиксированному текущему значению устьевой температуры;
- определяют по графику значение дебита, соответствующее зафиксированному текущему значению устьевой температуры.
Таким образом, в процессе эксплуатации газовой скважины осуществляют простой и надежный контроль за текущим дебитом газовой скважины.
Пример осуществления заявленного способа.
На одной из газовых скважин Ямбургского месторождения (сеноманской залежи) проводили исследования на предмет влияния дебита скважины на ее температурный режим.
Скважина оборудована расходомером газа и датчиком устьевой температуры. В составе продукции скважины присутствует жидкая фаза (пластовая и конденсационная вода).
В процессе эксплуатации скважины в течение года фиксировали значения дебита, а также фиксировали значение устьевой температуры газовой скважины. По результатам наблюдений было определено влияние дебита скважины на устьевую температуру и построен график зависимости устьевой температуры газовой скважины от ее дебита, позволяющий в дальнейшем определять дебит скважины по измеренной устьевой температуре без использования расходомера газа (см. график).
Промысловые исследования показали, что заявленный способ может использоваться для обеспечения контроля дебита газовой скважины в условиях присутствия жидкой фазы в потоке без применения сепарации, расходомеров газа, отбора проб и определения состава газожидкостной смеси.