КОМБИНИРОВАННЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
COMBINED METHOD OF DETERMINING MOISURED CONTENT OF GAS WELL PRODUCTS AND DEVICE TO THIS END

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения количества воды в паровой и жидкой фазах, содержащейся в продукции газовых скважин для определения степени обводнения, оценки качества проведенных работ по водоизоляции.
Известен способ газоконденсатных исследований, проводимых на устье скважин, включающий сепарацию продукции, замер дебита газа и выносимых фаз, отбор проб фаз и их анализ, замер устьевых и забойных давлений и температур, при этом сепарацию продукции проводят при количестве сепарационных блоков, определяемом экспериментально для каждого продуктивного пласта или эксплуатационного объекта, отбираемые жидкую и твердую фазы накапливают и перепускают в мерник на каждом стационарном режиме и производят замеры фактического потенциального содержания газового конденсата (см. патент RU № 2081311, кл. Е21В 47/00, 10.06.1997).
Из этого же патента известно устройство для газоконденсатных исследований скважин, включающее последовательно соединенные сепарационные блоки, измеритель расхода газа, приспособления для измерения давлений и температур.
Использование известного способа и устройства имеет следующие недостатки: выпуск газа в атмосферу, исчисляемый десятками и сотнями тысяч кубометров за одно исследование, трудоемкость исследований, связанная с необходимостью конструктивных изменений в устьевой обвязке скважины (для подключения сепараторов), ограниченность исследований во времени периодом положительных температур окружающей среды.
Известен способ экспрессного определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, имеющей устьевое гнездо манометра, включающий отбор продукции на устье скважины, который осуществляют через устьевое гнездо манометра, а измерения по определению влагосодержания продукции газовых скважин проводят в паровой фазе непосредственно на устье скважины, при этом измерения по определению влагосодержания продукции газовых скважин осуществляют сорбционно-емкостным методом (см. патент RU №2255218, кл. Е21В 47/00, 27.06.2005).
Существенным недостатком данного способа является невозможность определения влагосодержания газа при наличии в нем воды в жидкой фазе (в капельном состоянии).
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности и достигаемому техническому результату является способ определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, включающий подачу газа из скважины в рабочую камеру, в которой контролируют давление и разность давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры и осуществляют измерение относительной влажности газа, (см. патент RU № 2263781, кл. Е21В 47/00, 10.11.2005).
Из этого же патента известно устройство для определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, содержащее рабочую камеру, средства контроля давления и температуры и импульсную трубку, при этом рабочая камера выполнена с впускным коллектором в верхней части и выпускным коллектором в нижней части, причем на коллекторах установлены запорно-регулирующие элементы, посредством впускного коллектора рабочая камера сообщается с технологическим отверстием для установки устьевого манометра на устьевой обвязке и посредством выпускного коллектора - с атмосферой, а импульсная трубка снабжена дифференциальным датчиком давления, заполнена эталонной жидкостью и соединена рабочей камерой в точках, разнесенных по вертикали рабочей камеры.
3
Существенными недостатками данного способа определения влагосодержания продукции скважин и устройства для его осуществления являются: наличие флуктуации давления в рабочей камере, вызванной движением по ней газожидкостной смеси и возможностью возникновения кольцевого режима течения смеси (образование движущегося слоя конденсационной жидкости на стенках рабочей камеры), приводящих к погрешностям замера, использование только косвенного метода определения влажности газа по плотности, определяемой гидростатическим методом, который при применении современных датчиков измерения дифференциального давления с классом точности 0,15 дает абсолютную погрешность определения влагосодержания 5-6 г/нм. Указанный уровень точности измерений позволяет рассматривать данный способ и устройство только в качестве индикатора наличия воды.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является предотвращение образования флуктуации давления и кольцевого режима течения газообразной среды в рабочей камере, снижение величины погрешности при измерении влагосодержания продукции газовых скважин.
Достигаемый технический результат заключается в повышении оперативности и точности определения влагосодержания продукции газовых скважин.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в части способа, как объекта изобретения, за счет того, что способ определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, включает подачу газа из скважины в рабочую камеру, в которой контролируют давление и разность давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры и осуществляют измерение относительной влажности газа, а после стабилизации давления в рабочей камере поступивший газ изолируют, последовательно закрывая запорно-регулирующие элементы сначала на выпускном коллекторе рабочей камеры и затем - на впускном коллекторе рабочей камеры, после чего измеряют относительную влажность газа в верхней и нижней частях рабочей камеры сорбционно-емкостными элементами, установленными на верхней и нижней горизонтальных плоских стенках рабочей камеры, и если величины относительной влажности в верхней и нижней частях рабочей камеры равны и составляют величину менее 100%, то ее и принимают за величину относительной влажности газа, а если в нижней части камеры величина относительной влажности равна 100%, то включают нагрев камеры и нагревают газ в рабочей камере до тех пор, пока в верхней и нижней частях камеры не будет измерена одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, а если на основании замеров относительной влажности сорбционно-емкостными элементами в верхней и нижней частях рабочей камеры после нагрева не будет достигнута одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, величину влажности газа определяют по плотности газа гидростатическим методом на основании разности давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры и зафиксированной температуры нагретого газа.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в части устройства, как объекта изобретения, за счет того, что устройство для определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, содержит рабочую камеру, средства контроля давления и температуры и импульсные трубки, при этом импульсные трубки заполнены эталонной жидкостью и соединены одним концом с дифференциальным датчиком давления, другим - с рабочей камерой, одна в верхней, другая в нижней ее горизонтальных стенках, а устройство снабжено датчиком абсолютного давления, датчиком температуры и расположенными в верхней и нижней горизонтальных плоских стенках рабочей камеры сорбционно-емкостными элементами, позволяющими измерять относительную влажность газа и фиксировать наличие конденсационной влаги в нижней части рабочей камеры в момент проведения замера, нагревательным элементом, расположенным на наружной стенке рабочей камеры и предназначенным для нагрева отобранной в рабочую камеру пробы газа и испарения жидкости со стенок и образованного нижней плоской стенкой дна рабочей камеры, при этом рабочая камера выполнена с впускным коллектором в верхней части и выпускным коллектором в нижней части и на них установлены запорно-регулирующие элементы, посредством впускного коллектора рабочая камера сообщена с технологическим отверстием для установки устьевого манометра на устьевой обвязке и посредством выпускного коллектора - с атмосферой.
На чертеже схематически представлено устройство для определения влагосодержания продукции газовых скважин.
Устройство для измерения влагосодержания продукции газовых скважин содержит: рабочую камеру 1, представляющую собой полый стальной вертикальный цилиндр длиной не менее 1,5 м, коллекторы (трубопроводы) впускной 2 и выпускной 3, представляющие собой теплоизолированные трубки высокого давления, запорно-регулирующие элементы 4 игольчатого или шарового типа, предназначенные для регулирования давления и расхода газожидкостной смеси в рабочей камере 1 и ее изоляции от газовой (рабочей) линии скважины и атмосферы в момент проведения замера, нагревательный элемент 5 закрытого типа, расположенный на наружной стенке рабочей камеры 1 и предназначенный для нагрева отобранной из газовой линии пробы, содержащейся в рабочей камере 1, и обеспечения испарения жидкости со стенок и дна рабочей камеры 1, расположенные в верхней и нижней горизонтальных стенках рабочей камеры 1 сорбционно-емкостные элементы 6 для измерения относительной влажности, датчик абсолютного давления 7 и температуры 8, импульсные трубки 9, заполненные эталонной жидкостью и соединенные с рабочей камерой в верхней и нижней горизонтальных стенках рабочей камеры 1. Импульсные трубки 9 передают давления в верхней и нижней частях рабочей камеры 1 на соединенный с ними дифференциальный датчик давлений 10. Показания датчиков 7, 8 и 10 и сорбционно-емкостных элементов 6 обрабатываются в блоке обработки информации 11 и фиксируются компьютером 12. Рабочая камера 1 находится в теплоизолирующей оболочке 13.
в
В качестве сорбционно-емкостного элемента может быть использован, например, элемент термогигрометра ИВА-6, внесенный в государственный реестр средств измерений с регистрационным номером № 1356101, принцип действия которого основан на зависимости диэлектрической проницаемости полимерного влагочувствительного слоя от влажности окружающей среды. Выходная частота F преобразователя влажности связана с измеряемой относительной влажностью ψ полиномными функциями:
0
1
в
0
2
в
0
3
в
0
2
3
ψ=ψ+k(F-F)+k(F-F)+k(F-F),
где ψ - относительная влажность, %;
1
2
3
0
ψ, k, k, k, F - коэффициенты полинома, величины которых определяются в процессе калибровки прибора.
3
Абсолютная влажность газа А (г/м) связана с его относительной влажностью следующей зависимостью:
S
А=6,2198 ψ Р/(10000(E+273,16),
S
где P - парциальное давление насыщенного водяного пара (Па) при температуре Т (°С).
3
Данное устройство имеет диапазон измерения по точке росы от -50 до +50°С при нижней границе диапазона абсолютной влажности не менее 0,03 г/м.
2
1
Определение влажности продукции газовых скважин непосредственно на устье скважины гидростатическим (дифференциальным) методом основано на измерении его абсолютной плотности. Известно, что продукция газовой скважины представляет собой газожидкостную смесь, состоящую из нескольких газовых фракций, водяного пара, твердой фазы и капельной жидкости (капельной фазы). При существующих дебитах скважин скорость движения газа от забоя к устью и далее выбирается такой, чтобы она обеспечивала вынос капельной составляющей. Известно, что при этих скоростях размеры капель составляют ≤20-50 микрон (Зарницкий Г.Э. Теоретические основы использования энергии давления природного газа. Москва, Недра, 1968). При этих размерах и давлениях в скважине и коллекторе (20-160 атм) продукция скважины представляет из себя капельно-газовую взвесь и распределение давлений в ней подчиняется законам гидростатики, т.е. если взять две точки отбора давлений Р и P, разнесенные по вертикали на высоту h, то
сух
сух
смеси
Измеряя одновременно с разностью давлений ΔР абсолютное давление Р, температуру Т и зная промысловые данные о составе добываемого сухого газа, можно расчетным путем получить значения плотности сухого газа ρ при этом давлении и температуре. Зная ρ и ρ можно определить относительную влажность газа φ (Плотников В.М., Подрешетников В.А., Радкевич В.В., Тетеревятников Л.Н. Контроль состава и качества природного газа, Москва, Недра, 1983):
Однако получить хорошие результаты можно только при массовом процентном содержании капельной жидкости, превышающем класс точности используемых датчиков разности давления. Главным достоинством гидростатического метода является его интегральный характер и объемность.
Способ определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, реализуется следующим образом.
Посредством впускного коллектора 2 рабочую камеру 1 устройства подсоединяют к технологическому отверстию для установки устьевого манометра в системе устьевой обвязки скважины. Запорно-регулирующими элементами 4 задается расход отбираемой газожидкостной смеси через рабочую камеру 1, обеспечивающий наименьшие флуктуации давления, фиксируемые датчиком абсолютного давления 7 и дифференциальным датчиком давления 10, т.е. задают стационарный режим. Производят изоляцию пробы газожидкостной смеси, последовательно закрывая запорно-регулирующие элементы 4, сначала на выпускном коллекторе 3, затем на впускном коллекторе 2. Фиксируют показания сорбционно-емкостных элементов 6 и дифференциального датчика давлений 10 после их полной стабилизации, означающей установление фазового равновесия смеси. Дальнейшая реализация способа проведения исследований зависит от показаний сорбционно-емкостных элементов 6 и дифференциального датчика давления 10.
В случае, если показания сорбционно-емкостных элементов 6 одинаковы и регистрируют относительную влажность газа менее 100%, что означает отсутствие капельной влаги, исследование считают завершенным.
В случае, если показания сорбционно-емкостного элемента 6 в нижней части рабочей камеры 1 регистрируют относительную влажность газа 100%, что означает скопление конденсационной жидкости, то включают нагревательный элемент 5, посредством которого производят разогрев отобранной пробы до полного или частичного испарения указанной жидкости, которое фиксируют по динамике показаний сорбционно-емкостных элементов 6 и дифференциального датчика давления 10, до тех пор, пока в верхней и нижней частях камеры не будет измерена одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, а если на основании замеров относительной влажности сорбционно-емкостными элементами 6 в верхней и нижней частях рабочей камеры после нагрева не будет достигнута одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, то величину влажности газа определяют по плотности газа гидростатическим методом на основании разности давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры 1 и зафиксированной температуры нагретого газа.
Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности при проведении исследований добываемой из скважин газообразной среды.