Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2454535

(19)

RU

(11)

2454535

(13)

C1

(51) МПК E21B47/10 (2012.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 27.08.2012 - действует Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2010147943/03, 24.11.2010

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

24.11.2010

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 24.11.2010

(45) Опубликовано: 27.06.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: RU 2386808 C1, 20.04.2010. RU 2223399 C1, 10.02.2004. RU 2365750 C1, 27.08.2009. RU 2299322 C1, 20.05.2007. SU 1239294 A1, 23.06.1986. US 4549432 A, 29.10.1985. GB 2242373 A, 02.10.1991.

Адрес для переписки:

629730, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, ул. Зверева, 1, ООО "Газпром добыча Надым", главному инженеру-первому заместителю генерального директора

(72) Автор(ы):

Архипов Юрий Александрович (RU),

Варягов Сергей Анатольевич (RU),

Гугняков Виктор Анатольевич (RU),

Меньшиков Сергей Николаевич (RU),

Морозов Игорь Сергеевич (RU),

Харитонов Андрей Николаевич (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") (RU)

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ В ГАЗОСБОРНУЮ СЕТЬ

(57) Реферат:

Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использован для определения дебитов газа, содержания жидкости и твердых примесей в продукции скважин, работающих в газосборные сети и не оборудованных соответствующими измерительными устройствами. Сущность изобретения: способ включает измерение с помощью расходомера расхода газа, с помощью сепаратора содержание жидкости и твердых примесей в продукции газовой скважины. Согласно изобретению газовый поток отключают от газосборной сети и переключают на факельную линию, на конце которой монтируют мобильные расходомер и сепаратор. После чего устанавливают с помощью регулируемого дросселя, входящего в состав фонтанной арматуры скважины, устьевое давление, такое же, как при работе скважины в газосборную сеть. И в течение определенного времени измеряют расход газа. Затем газовый поток переводят обратно в газосборную сеть. После этого измеряют количество жидкости и механических примесей, накопленных в сепараторе за время измерений, и рассчитывают по формулам содержание жидкости и твердых примесей в газовом потоке. 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. 2 ил.

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:

где W Ж - удельное содержание жидкости, см 3 /м 3 ;

W П - удельное содержание механических примесей, мм 3 /м 3 ;

V Ж - объем жидкости в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см 3 ;

V П - объем механических примесей в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см 3 ;

t - время проведения измерений, мин;

Q - дебит скважины, тыс.м 3 /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.

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 2 , 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 2 (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 3 /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 3 /м 3 и твердых примесей - 0,6 мм 3 /м 3 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.

Формула изобретения

Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть, включающий измерение с помощью расходомера расхода газа, с помощью сепаратора содержание жидкости и твердых примесей в продукции газовой скважины, отличающийся тем, что 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.

РИСУНКИ