RU2307248C1 - Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе - Google Patents
Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307248C1 RU2307248C1 RU2006107424/03A RU2006107424A RU2307248C1 RU 2307248 C1 RU2307248 C1 RU 2307248C1 RU 2006107424/03 A RU2006107424/03 A RU 2006107424/03A RU 2006107424 A RU2006107424 A RU 2006107424A RU 2307248 C1 RU2307248 C1 RU 2307248C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- specific
- total amount
- liquid water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение точности при определении удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе, а также возможность их оперативного определения в любой точке схемы добычи, сбора и газового промысла. Способ включает отбор пробы выносимой с газом смеси подошвенной и конденсационной воды, анализ пробы на содержание химических элементов и расчет удельного и общего количества жидкой воды в газе на основе уравнения материального баланса химических элементов. При этом удельное и общее количество жидкой воды определяют на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе воды микроэлементов йода или брома. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.
Известен способ определения удельного и общего количества воды для отдельной скважины по данным химических анализов выносимой смеси воды на основе расчетов количества подошвенной, конденсационной и техногенной воды в составе общей воды [1].
Недостатком данного способа является низкая точность при обработке результатов из-за наличия (во многих случаях) непредсказуемого количества посторонних солей, привнесенных в скважину с технологическими растворами при бурении или при ремонте скважин. Кроме этого, для определения удельного и общего количества воды в газе этим способом в отдельных частях схемы сбора газа или на входе в газовый промысел необходимо усреднение результатов исследований скважин для всей зоны отбора промысла, их обобщение и адаптация для текущих режимов работы газового промысла по всей зоне отбора.
Известен объемный способ определения удельного и общего количества воды в газе, поступающем на промысел из всей зоны отбора газа промысла. На входном сепараторе отделяют водяную смесь из всех скважин, накапливают ее в специальных емкостях и автоматически откачивают ее при достижении определенного уровня в сборнике жидкости. Зная объем сборника жидкости и количество откачек за определенное время, рассчитывают удельный водный фактор газового промысла как отношение количества накопленной воды к количеству отработанного газа за это время [2].
Недостатком этого способа является низкая точность замера количества воды, отделяемой в сепараторах, так как в сборной емкости скапливается газированная жидкость и механические примеси. Кроме этого, замеры количества воды во входных сепараторах требуют специального оборудования для дискретных продувок и учета их количества. Точность замеров значительно снижается или даже становится невозможной при выносе водяных пробок из газопроводов при изменении режимов отбора газа на промысле. Данный способ не позволяет определить удельный водный фактор и общее количество воды в газе по отдельным скважинам и по участкам газосборной сети.
Наиболее близким способом определения удельного и общего количества воды в газе на промысле является способ определения водного фактора газового промысла [3].
Он включает сбор газа из скважин с водой, состоящей из подошвенной и конденсационной, по всей схеме от пласта до входного сепаратора промысла, ее перемешивание на входных сепараторах промысла, отбор пробы воды из сборника воды на входном сепараторе, определение общей минерализации воды и расчет удельного и общего количества подошвенной и конденсационной воды на основе уравнения материального баланса по общей минерализации отобранной пробы.
Недостатком этого способа является то, что в некоторых случаях общая минерализация выносимой воды может увеличиваться после проведения ремонтов скважин и применения различных солесодержащих реагентов, которые искажают результаты определения общей минерализации и, следовательно, количество выносимой подошвенной и конденсационной воды на промысле. Кроме этого, данный способ не позволяет определить удельный водный фактор на отдельных скважинах и участках газосборной сети.
Задачей предлагаемого изобретения является определение удельного и го количества жидкой воды в добываемом природном газе, в том числе подошвенной и конденсационной, с использованием данных химического анализа проб воды на содержание микроэлементов йода (брома).
Технический результат выражается в повышении точности при определении удельного и общего количества жидкой воды в газе, а также возможность их оперативного определения в любой точке схемы добычи, сбора и газового промысла.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе, включающем отбор пробы выносимой с газом смеси подошвенной и конденсационной воды, анализ пробы на содержание химических элементов и расчет удельного и общего количества жидкой воды в газе на основе уравнения материального баланса химических элементов, удельное и общее количество жидкой воды определяют на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе воды микроэлементов йода (брома):
J1·X1+J2·X2=J3·X3,
где J1 - содержание йода (брома) в подошвенной воде газового месторождения, мг/дм3 (постоянный показатель для подошвенной воды месторождения);
X1 - удельное количество подошвенной воды в газе, г/м3;
J2 - содержание йода (брома) в конденсационной воды, мг/дм3;
Х2 - удельное количество конденсационной воды в газе, г/м3;
J3 - содержание йода (брома) в отобранной пробе из смеси подошвенной и конденсационной воды, мг/дм3;
Х3 - удельное количество в газе жидкой воды, состоящей из подошвенной и конденсационной, г/м3;
после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды в отобранной пробе, учитывая, что Х1+Х2=Х3 и принимая J2=0, поскольку конденсационная вода образуется из водяных паров, содержащихся в газе, и не содержит химических элементов
X1-(J3·X2)/(J1-J3),
где
X2=Wпл-Wто,
где Wпл - равновесное влагосодержание газа в виде пара в пластовых условиях, г/м3;
Wто - равновесное влагосодержание газа в виде пара в точке отбора, г/м3;
при этом величины Wпл и Wто вычисляют по зависимостям содержания парообразной влаги в природном газе как функции от давления и температуры в газоносном пласте и точке отбора [4]
Wпл=F(Рпл; Тпл),
где Рпл - пластовое давление газа, кг/см2;
Тпл - пластовая температура газа, °С;
Wто=F(Рто; Тто),
где Рто - давление газа в точке отбора, кг/см2;
Tто - температура газа в точке отбора, °С;
затем определяют удельное количество воды в газе, как сумму удельного количества подошвенной и конденсационной воды
Х3=Х1+Х2,
после чего рассчитывают общее количество выносимой воды с газом
Bсумм=Х3-Qг,
где Всумм - общее количество выносимой жидкой воды с газом к месту отбора пробы, г (кг, тонн)/сек (час, сут);
Qг - расход добываемого газа в точке отбора пробы, м3/сек (час, сут).
Так как эти микроэлементы не содержатся в буровых и других растворах и реагентах, применяемых на промысле, но содержатся в определенной концентрации в подошвенной пластовой воде по всему месторождению, то искажения результатов в расчетах удельного и общего количества воды в газе не происходит. Для оперативного определения содержания йода (брома) в полевых условиях на устье скважин, в любой точке газосборной сети и на входе газового промысла (входном сепараторе) можно использовать микропроцессорные иономеры либо другие экспресс-методы, которые позволяют в течение нескольких минут определить концентрацию микроэлементов.
Пример конкретной реализации способа.
Исходные данные для расчета:
Месторождение Медвежье:
| концентрация йода в подошвенной пластовой | |
| воде составляет J1 | 16,92 мг/дм3 |
| пластовое давление, Pпл | 26 кг/см2 |
| пластовая температура, Tпл | 36°С |
| давление газа в точке отбора, Pто | 15 кг/см2 |
| температура газа в точке отбора, Тто | 8°С |
| расход газа в точке отбора | 100 тыс.н.м3/час |
| содержание микроэлемента йода в пробе | 5 мг/дм3 |
Составим уравнение материального баланса по содержанию йода:
J1·X1+J2·X2=J3·X3;
С учетом того, что J1=16,92 мг/дм3, a J2=0 мг/дм3 (конденсационная вода не содержит солей), а значения X2=Wпл-Wто=1,369 г/н·м3, так как Wпл=F(Рпл; Тпл)=1,9717 г/н·м3; Wто=F(Рто; Тто)=0,6027 г/н·м3;
Рассчитаем удельное количество подошвенной воды
X1=(J3·X2)/(J1-J3)=(5·1,369)/(16,92-5)=6,845/11,92=0,5742 г/н·м3.
Рассчитаем удельное количество общей воды в газе как сумму удельного количества подошвенной и конденсационной воды:
Х3=Х1+Х2=0,5742+1,369=1,9432 г/н·м3;
Рассчитаем общее количество выносимой воды с газом
Bсумм=X3·Qг=1,9432·100000=194320 г/час=194,32 кг/час=4,66 т/сут.
Таким образом, используя данные химического анализа на содержание микроэлементов йода (брома) в отобранной пробе воды, можно более точно определить удельное и общее содержание жидкой воды в добываемом природном газе, включая составляющие ее подошвенную и конденсационную воду, в любой точке схемы добычи, сбора и промысла до аппаратов осушки газа. Это позволит оперативно регулировать уровень отбора подошвенной и конденсационной воды, определять нагрузку по жидкой воде на различные участки газосборной сети и промысловые аппараты, а также снизить или предотвратить попадание минерализованной воды на дожимные компрессорные станции и, как следствие, отложение солей в проточной части нагнетателей.
Источники информации
1. Пат. РФ 2128280 МПК6, Е21В 43/00. Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды. / Чугунов Л.С., Хилько В.А., Березняков А.И., Дегтярев Б.В.; заявитель и патентообладатель Научно-технологический центр "Надымгазпром". - №97104580/03; заявл. 24.03.97; опубл. 27.03.1999, Бюл. №9.
2. Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. / Б.П.Гвоздев, А.И.Гриценко, А.Е.Корнилов. - М.: Недра, 1988. - 282 с.
3. Пат. РФ 2217588 МПК7, Е21В 47/00, 43/34. Способ определения водного фактора газового промысла. / Кононов В.И., Зайнуллин В.Ф., Гордеев В.Н., Облеков Г.И., Березняков А.И., Дурновцев А.Е., Миннибаев А.А.; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром". - №2001108762/03; заявл. 03.04.2001; опубл. 27.11.2003, Бюл. №33 (прототип).
4. Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной осушки газа. - Тюмень: НПО "Тюменгазтехнология", 1988.
Claims (2)
1. Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе, включающий отбор пробы выносимой с газом смеси подошвенной и конденсационной воды, анализ пробы на содержание химических элементов и расчет удельного и общего количества жидкой воды в газе на основе уравнения материального баланса химических элементов, отличающийся тем, что удельное и общее количество жидкой воды определяют на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе воды микроэлементов йода или брома
J1·X1+J2·X2=J3·X3,
где J1 - содержание йода или брома в подошвенной воде газового месторождения, мг/дм3 - постоянный показатель для подошвенной воды месторождения;
X1 - удельное количество подошвенной воды в газе, г/м3;
J2 - содержание йода или брома в конденсационной воде, мг/дм3;
Х2 - удельное количество конденсационной воды в газе, г/м3;
J3 - содержание йода или брома в отобранной пробе из смеси подошвенной и конденсационной воды, мг/дм3;
Х3 - удельное количество в газе жидкой воды, состоящей из подошвенной и конденсационной, г/м3;
после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды в отобранной пробе, учитывая, что Х1+Х2=Х3, и принимая J2=0, поскольку конденсационная вода образуется из водяных паров, содержащихся в газе, и не содержит химических элементов
X1=(J3·X2)/(J1-J3),
где
X2=Wпл-Wто,
где Wпл - равновесное влагосодержание газа в виде пара в пластовых условиях, г/м3;
Wто - равновесное влагосодержание газа в виде пара в точке отбора, г/м3,
затем определяют удельное количество воды в газе как сумму удельного количества подошвенной и конденсационной воды
Х3=Х1+Х2,
после чего рассчитывают общее количество выносимой воды с газом
Всумм=X3-Qг,
где Всумм - общее количество выносимой жидкой воды с газом к месту отбора пробы, г (кг, т)/с (ч, сут);
Qг - расход добываемого газа в точке отбора пробы, м3/сек (час, сут).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор пробы, определение удельного и общего количества жидкой воды в газе производится в любом произвольном месте промысловой системы добычи, сбора и подготовки газа от газоносного пласта до аппаратов промысловой осушки газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006107424/03A RU2307248C1 (ru) | 2006-03-10 | 2006-03-10 | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006107424/03A RU2307248C1 (ru) | 2006-03-10 | 2006-03-10 | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2307248C1 true RU2307248C1 (ru) | 2007-09-27 |
Family
ID=38954225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006107424/03A RU2307248C1 (ru) | 2006-03-10 | 2006-03-10 | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2307248C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2681144C1 (ru) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ контроля за разработкой газового месторождения |
| RU2710652C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2019-12-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
| RU2711024C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2020-01-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами |
-
2006
- 2006-03-10 RU RU2006107424/03A patent/RU2307248C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГВОЗДЕВ Б.П. и др., Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, Москва, Недра, 1988, с.282. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2681144C1 (ru) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ контроля за разработкой газового месторождения |
| RU2710652C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2019-12-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
| RU2711024C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2020-01-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Atekwana et al. | Seasonal variations of dissolved inorganic carbon and δ13C of surface waters: application of a modified gas evolution technique | |
| RU2405933C1 (ru) | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU2555984C2 (ru) | Измерение потерь газа на системе поверхностной циркуляции буровой установки | |
| RU2307248C1 (ru) | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе | |
| RU2608852C1 (ru) | Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением | |
| CN108474776A (zh) | 用于测量气体中的硫溶解度的方法和系统 | |
| RU2460879C2 (ru) | Способ определения удельного и общего количества жидкой водной фазы, поступающей из скважины в промысловый газосборный коллектор | |
| RU2461709C1 (ru) | Способ определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов | |
| Abongwa et al. | Controls on the chemical and isotopic composition of carbonate springs during evolution to saturation with respect to calcite | |
| CN111024638A (zh) | 油田伴生气硫化氢在线实时分析监测系统 | |
| RU2217588C2 (ru) | Способ определения водного фактора газового промысла | |
| RU2468203C1 (ru) | Способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения | |
| Heal et al. | Manganese in runoff from upland catchments: temporal patterns and controls on mobilization/Teneur en manganèse de l'écoulement en bassins versants d'altitude: variations temporelles et contrôles de la mobilisation | |
| CN102175506A (zh) | 一种用于在线水质分析的稀释装置 | |
| JP5230671B2 (ja) | 水質サンプリング装置および水質サンプリング方法 | |
| RU2681144C1 (ru) | Способ контроля за разработкой газового месторождения | |
| CN209959237U (zh) | 水平井多井段产液剖面物理模拟实验装置 | |
| RU2181882C1 (ru) | Устройство для определения концентрации газа в жидкости | |
| RU114533U1 (ru) | Парофазный пробоотборник проточного типа | |
| RU2488092C1 (ru) | Способ определения концентрации газа в жидкости | |
| RU2578065C2 (ru) | Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин | |
| RU2502052C1 (ru) | Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа | |
| Bailey et al. | Geochemical factors influencing methylmercury production and partitioning in sulfate-impacted lake sediments | |
| WO2017067641A1 (en) | Method for determining the content of at least one gas compound in a drilling fluid without on-site calibration | |
| RU2128280C1 (ru) | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |