RU2454535C1 - Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть - Google Patents
Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть Download PDFInfo
- Publication number
- RU2454535C1 RU2454535C1 RU2010147943/03A RU2010147943A RU2454535C1 RU 2454535 C1 RU2454535 C1 RU 2454535C1 RU 2010147943/03 A RU2010147943/03 A RU 2010147943/03A RU 2010147943 A RU2010147943 A RU 2010147943A RU 2454535 C1 RU2454535 C1 RU 2454535C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- separator
- liquid
- collecting system
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
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.
Description
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 WЖ - удельное содержание жидкости, см3/м3;
WП - удельное содержание механических примесей, мм3/м3;
VЖ - объем жидкости в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см3;
VП - объем механических примесей в контейнерах, которыми оборудован сепаратор 7, см3;
t - время проведения измерений, мин;
Q - дебит скважины, тыс.м3/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/см2, 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/см2 (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.м3/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 см3/м3 и твердых примесей - 0,6 мм3/м3 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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010147943/03A RU2454535C1 (ru) | 2010-11-24 | 2010-11-24 | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010147943/03A RU2454535C1 (ru) | 2010-11-24 | 2010-11-24 | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010147943A RU2010147943A (ru) | 2012-05-27 |
RU2454535C1 true RU2454535C1 (ru) | 2012-06-27 |
Family
ID=46231485
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010147943/03A RU2454535C1 (ru) | 2010-11-24 | 2010-11-24 | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2454535C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016097785A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Test apparatus for estimating liquid droplet |
CN110757056A (zh) * | 2019-09-24 | 2020-02-07 | 张洪伟 | 一种采油树导向架的组焊装置 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4549432A (en) * | 1984-01-23 | 1985-10-29 | Murphy Oil Company Limited | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream |
SU1239294A1 (ru) * | 1984-01-20 | 1986-06-23 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро Всесоюзного Объединения "Союзнефтеавтоматика" | Способ определени газового фактора на групповых замерных установках |
GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
RU2223399C1 (ru) * | 2002-12-03 | 2004-02-10 | Середа Михаил Николаевич | Способ обвязки куста эксплуатационных газоконденсатонефтяных скважин |
RU2299322C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора |
RU2365750C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Флюидгазинжениринг" | Способ измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин и установка для его осуществления |
RU2386808C1 (ru) * | 2009-02-12 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола |
-
2010
- 2010-11-24 RU RU2010147943/03A patent/RU2454535C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1239294A1 (ru) * | 1984-01-20 | 1986-06-23 | Специальное Проектно-Конструкторское Бюро Всесоюзного Объединения "Союзнефтеавтоматика" | Способ определени газового фактора на групповых замерных установках |
US4549432A (en) * | 1984-01-23 | 1985-10-29 | Murphy Oil Company Limited | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream |
GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
RU2223399C1 (ru) * | 2002-12-03 | 2004-02-10 | Середа Михаил Николаевич | Способ обвязки куста эксплуатационных газоконденсатонефтяных скважин |
RU2299322C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора |
RU2365750C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Флюидгазинжениринг" | Способ измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин и установка для его осуществления |
RU2386808C1 (ru) * | 2009-02-12 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016097785A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Test apparatus for estimating liquid droplet |
US10739241B2 (en) | 2014-12-17 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Test apparatus for estimating liquid droplet fallout |
CN110757056A (zh) * | 2019-09-24 | 2020-02-07 | 张洪伟 | 一种采油树导向架的组焊装置 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010147943A (ru) | 2012-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2270981C2 (ru) | Система и способ измерения многофазного потока | |
RU2405933C1 (ru) | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин | |
ATE526562T1 (de) | Feuchtgasmessung unter verwendung eines differentialdruckbasierten durchflussmeters mit einem sonarbasierten durchflussmeter | |
US20120253705A1 (en) | Water removing device for extremely high water content three-phase flow, and measurement device and method for extremely high water content three-phase flow | |
RU2552538C2 (ru) | Управление расположенным под водой циклоном | |
CN105840169A (zh) | 一种撬装式油气分离单井计量装置及其计量方法 | |
RU2513942C2 (ru) | Способ эксплуатации газовой скважины | |
US11045762B2 (en) | Systems and methods for accurate measurement of gas from wet gas wells | |
CN104929609A (zh) | 大丛式井组天然气气液分离计量混合输送橇装装置 | |
RU2454535C1 (ru) | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть | |
RU2532490C1 (ru) | Способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин | |
CN205778806U (zh) | 一种撬装式油气分离单井计量装置 | |
US10712183B2 (en) | Determining flow rates of multiphase fluids | |
CN204666329U (zh) | 一种气流携液携砂可视化实验装置 | |
RU66779U1 (ru) | Установка поскважинного учета углеводородной продукции | |
CN108798636A (zh) | 一种移动式油田生产计量装置及计量方法 | |
WO2023033641A1 (en) | System for monitoring solid particles in fluid flow | |
CN104197996B (zh) | 一种串联式双压钻井液密度和质量流量检测系统 | |
CN109839154B (zh) | 一种油井计量系统及方法 | |
CN207717172U (zh) | 一种孔口煤气流量测量装置 | |
CN105021248A (zh) | 一种便于实现天然气气液相分离及单独计量的结构 | |
RU35824U1 (ru) | Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин | |
CN108168642A (zh) | 一种孔口煤气流量测量装置及其测量方法 | |
RU191412U1 (ru) | Устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода | |
RU2622068C1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках и устройство для его осуществления |