RU2632797C1 - Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах - Google Patents
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632797C1 RU2632797C1 RU2016127326A RU2016127326A RU2632797C1 RU 2632797 C1 RU2632797 C1 RU 2632797C1 RU 2016127326 A RU2016127326 A RU 2016127326A RU 2016127326 A RU2016127326 A RU 2016127326A RU 2632797 C1 RU2632797 C1 RU 2632797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- well
- volume
- atmospheric pressure
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 1
- XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N hexane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCC XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/117—Detecting leaks, e.g. from tubing, by pressure testing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени. Расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:
где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;
D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;
Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;
Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;
Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);
Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;
n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени. 3 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для организации учета потерь легких углеводородов в виде попутного нефтяного газа на нефтедобывающих скважинах.
Нефтедобывающая скважина является своеобразным герметичным сосудом, работающим под избыточным давлением (рекомендуется давление на устье скважины не превышать более 40 атм), поэтому при ее повседневной эксплуатации потери углеводородов (УВ) в виде легких компонент нефти отсутствуют. В межтрубном пространстве (МП) скважины (кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб) при механизированной добыче нефти находится попутный нефтяной газ (ПНГ) под определенным давлением до 40 атм. Этот газ можно в технологических целях выпустить из МП в двух раздельных направлениях.
1. В выкидную линию (ВЛ) скважины, то есть в начальную точку системы нефтесбора. При этом давление в МП снизится только до определенного значения, а именно до давления в выкидной линии РВЛ. Ввод газа из межтрубья в выкидную линию осуществляется либо в автоматическом режиме, либо вручную с помощью специального перепускного клапана.
2. Газ может быть выпущен непосредственно в атмосферу через устьевой вентиль обсадной колонны. В этом случае ПНГ выпускают так, что давление межтрубного пространства становится равным атмосферному.
Потери легких углеводородов (метан, этан, пропан, бутан и даже пентано-гексановые фракции в виде мельчайших капель) происходят на скважинах в тех случаях, когда давление снижают в МП до атмосферного путем выпуска ПНГ в атмосферу. Система учета этих потерь на нефтепромыслах не налажена, так как считается, что они неизбежны и малы по сравнению с потерями УВ в резервуарном парке. Существует техническая задача оценки этих потерь по двум причинам:
- экологическая область, ведь в составе ПНГ может находиться и сероводород, крайне опасный для людей и животных газ;
- экономическая причина состоит в сравнении величины потерь с объемами добываемой нефти, расчете экономической целесообразности снижения этих потерь, если они большие.
Широко известен закон Бойля-Мариотта (Элементарный учебник физики: Учеб. пособие / Под ред. Г.С. Ландсберга: Т. 1. - 11 изд. - М.: Наука, Физматлит, 1995. - С. 430), который гласит, что давление некоторой массы газа при постоянной температуре обратно пропорционально объему газа. Поэтому, оценив на скважине динамический уровень и давление газа, можно рассчитать объем находящегося в скважине и выпущенного в атмосферу попутного нефтяного газа. Способ требует перед выпуском ПНГ в атмосферу присутствия на скважине специалиста с переносным манометром и уровнемером. Кроме того, данный способ подразумевает передачу полученной информации в компьютерную базу данных предприятия через определенный промежуток времени путем ввода данных в компьютер. Способ зависит от аккуратности и исполнительности персонала предприятия.
Актуальной технической задачей на современном нефтегазодобывающем предприятии является, на наш взгляд, получение объективной информации по потерям легких углеводородов на нефтедобывающих скважинах без участия персонала предприятия, то есть в автоматическом режиме эксплуатации скважин. Эта задача, по сути, относится к интеллектуальным скважинам и месторождениям, общая концепция которых сегодня находится на стадии детализации.
Поставленная техническая задача решается в способе определения размера потерь углеводородов на скважинах, заключающемся в определении объема газа исходя из объема сосуда с газом и давления газа в сосуде, тем что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени на станции управления скважиной, расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:
где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу попутного нефтяного газа за отчетный период времени, м3;
D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;
Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на момент i-го выпуска ПНГ в атмосферу, м;
Руст - показание устьевого датчика давления в МП в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;
Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па; (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ, источник: стр. 134 книги Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984, 487 с.);
Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;
n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени.
На фиг. 1 приведена схема расположения датчика давления на устье скважины, где дополнительно указаны следующие части и элементы скважины: 1 - обсадная колонна (ОК), 2 - колонна НКТ, 3 - перепускной клапан для открытия или закрытия отверстия между ОК и колонной НКТ, 4 - выкидная линия скважины в систему нефтесбора, 5 - вентиль обсадной колонны, 6 - динамический уровень жидкости, 7 - попутный нефтяной газ в межтрубном пространстве, 8 - датчик давления, 9 - станция управления скважиной, 10 - глубинный насос.
Согласно изобретению датчик давления 8 располагают в верхней части межтрубного пространства нефтедобывающей скважины на длительное время и соединяют его со станцией управления 9 для сбора и интерпретации информации по давлению в МП. В зависимости от вида проводимой на скважине работы динамика снижения давления в МП, подлежащая интерпретации и учету по фактору потерь УВ, может быть двух видов.
1. Одноступенчатое снижение давления. Попутный нефтяной газ в течение нескольких минут выпускают через вентиль 4 в атмосферу так, что давление снижается с 20 атм до атмосферного (избыточное давление снижается до нуля). Этот случай приведен на фиг. 2. Такая картина наблюдается в двух случаях:
- перепускной клапан 3 находится в неисправном и закрытом состоянии;
- давления в межтрубном пространстве Руст и давление в выкидной линии скважины одинаковы и нет возможности направить ПНГ в систему нефтесбора.
По формуле 1 контроллер станции управления (СУ) по факту такой динамики устьевого давления в МП рассчитывает потери УВ в виде ушедшего в атмосферу объема попутного нефтяного газа. Значение динамического уровня Hдин=500 м контроллер выбирает из информационного банка данных скважины как ближайшее значение на время выпуска ПНГ в атмосферу. Давление газа над динамическим уровнем Рдин=21,2 атм рассчитывает контроллер СУ исходя из устьевого давления и параметров ПНГ по формуле Лапласа-Бабинэ.
2. Двухступенчатое снижение давления приведено на фиг. 3. В целях снижения потерь УВ попутный нефтяной газ выпускается из МП в два этапа. На первом этапе ПНГ через перепускной клапан 3 переводят в выкидную линию 4 без каких-либо потерь для предприятия. Давление при этом падает с 20 до 10 атм (давление в выкидной линии 4 равно 10 атм.). На втором этапе после закрытия клапана 3 ПНГ вынужденно выпускают в атмосферу, образуются потери УВ при снижении избыточного давления с 10 до 0 атм. Так как между двумя снижениями давления (на рисунке - фиг. 3 они изображены интервалами а-b и с-d) всегда образуется промежуток времени в несколько минут, необходимый для закрытия перепускного клапана 3, подсоединения к вентилю ОК 5 специальной вертикальной трубы рассеивания ПНГ в атмосферу и, наконец, открытия вентиля 5. Эти несколько минут всегда образуют порожек, то есть горизонтальную линию b-с небольшой длины. Согласно изобретению, контроллер станции управления в качестве Руст в формуле 1 выберет только то начальное значение давления в МП, после которого давление без остановки снизится до атмосферного (избыточное давление снизится до нуля). Эта особенность в выборе исходной информации для расчета потерь УВ также участвует в формировании таких критериев состоятельности изобретения, как новизна и существенное отличие.
По формуле 1 контроллер СУ считает
В течение отчетного месяца по рассмотренной условной нефтедобывающей скважине произошло два выпуска попутного нефтяного газа в атмосферу - соответственно по одноступенчатому снижению давления и двухступенчатому снижению давления согласно вышеописанным примерам. Рассчитанные потери объемов попутного нефтяного газа суммируются и выдаются контроллером СУ как потери легких УВ в целом по скважине за месяц:
Аналогичные работы и расчеты ведутся по всем нефтедобывающим скважинам нефтяного месторождения. По такой технологии будут определены все скважинные потери легких углеводородов. Такая работа предстоит на всех объектах нефтедобычи в недалеком будущем. Рассмотренная заявка на изобретение выполняет важную техническую задачу - без участия сотрудников предприятия определяются потери легких углеводородов при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Установка устьевых датчиков давления в межтрубном пространстве скважины - это вопрос времени, ведь такое средство измерения будет нести и другие функции, например, функцию контроля безопасного состояния устьевой арматуры и обсадной колонны. По изобретению предложен способ учета потерь УВ с помощью датчика давления с выводом информации на станцию управления скважиной.
Claims (10)
- Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах, заключающийся в определении объема газа исходя из его объема в сосуде под давлением, отличающийся тем, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени на станции управления скважиной, расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:
-
- где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;
- D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
- d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;
- Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;
- Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;
- Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);
- Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;
- n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016127326A RU2632797C1 (ru) | 2016-07-06 | 2016-07-06 | Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016127326A RU2632797C1 (ru) | 2016-07-06 | 2016-07-06 | Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2632797C1 true RU2632797C1 (ru) | 2017-10-09 |
Family
ID=60040761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016127326A RU2632797C1 (ru) | 2016-07-06 | 2016-07-06 | Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2632797C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814740C1 (ru) * | 2023-09-05 | 2024-03-04 | Олег Вячеславович Добровольсков | Способ определения массы нерегламентированных потерь углеводородов через уплотнения аппаратов, трубопроводов и трубопроводной арматуры |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2692003A1 (fr) * | 1992-05-15 | 1993-12-10 | Lagoven Sa | Procédé et dispositif de contrôle de l'intégrité physique de tubes d'extraction et de gainages d'extraction dans des puits d'extraction par gaz. |
| RU2246613C1 (ru) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины |
| RU2439316C2 (ru) * | 2010-04-05 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью " Актуальные технологии нефтеотдачи " | Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин |
| RU2455469C2 (ru) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины |
| RU2562628C1 (ru) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения динамического уровня жидкости в скважине |
-
2016
- 2016-07-06 RU RU2016127326A patent/RU2632797C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2692003A1 (fr) * | 1992-05-15 | 1993-12-10 | Lagoven Sa | Procédé et dispositif de contrôle de l'intégrité physique de tubes d'extraction et de gainages d'extraction dans des puits d'extraction par gaz. |
| RU2246613C1 (ru) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины |
| RU2439316C2 (ru) * | 2010-04-05 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью " Актуальные технологии нефтеотдачи " | Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин |
| RU2455469C2 (ru) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины |
| RU2562628C1 (ru) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения динамического уровня жидкости в скважине |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814740C1 (ru) * | 2023-09-05 | 2024-03-04 | Олег Вячеславович Добровольсков | Способ определения массы нерегламентированных потерь углеводородов через уплотнения аппаратов, трубопроводов и трубопроводной арматуры |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3500725B1 (en) | Fluid production network leak detection | |
| Szilas | Production and transport of oil and gas | |
| Abd El Moniem et al. | Proper selection of multiphase flow correlations | |
| Zhu et al. | A transient plunger lift model for liquid unloading from gas wells | |
| Scott et al. | Evaluation of the backpressure technique for blockage detection in gas flowlines | |
| Mayhill | Simplified method for gas-lift well problem identification and diagnosis | |
| Alsanea et al. | Liquid Loading in Natural Gas Vertical Wells: A Review and Experimental Study | |
| Rodrigues | Pressure effects on low-liquid loading two-phase flow in near-horizontal upward inclined pipes | |
| Okereke et al. | Combining self-lift and gas-lift: A new approach to slug mitigation in deepwater pipeline-riser systems | |
| RU2632797C1 (ru) | Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах | |
| US9982846B2 (en) | Method and system for controlling hydrodynamic slugging in a fluid processing system | |
| Tattersall | Choke valve technology in subsea environments | |
| Hollaender et al. | Well Testing to Full Potential: Lessons Learned and Best Practices for High Rate Wells | |
| Waltrich et al. | Experimental evaluation of wellbore flow models applied to worst-case-discharge calculations | |
| Makwashi et al. | Engaging best practices during waxy crude oil production to prevent deposition in the Subsea Pipeline | |
| Gaither et al. | Single-and two-phase fluid flow in small vertical conduits including annular configurations | |
| Theyab et al. | Severe Slugging Control: Simulation of Real Case Study | |
| Nemoto et al. | Cloud-based virtual flow metering system powered by a hybrid physics-data approach for water production monitoring in an offshore gas field | |
| Persad | Evaluation of multiphase-flow correlations for gas wells located off the trinidad southeast coast | |
| Yao et al. | Case study on diagnosis and identify the degree of bottom hole liquid accumulation in double-branch horizontal wells in PCOC | |
| Tibold et al. | Well testing with a permanent monitoring system | |
| Sueiro et al. | From Sandface to Processing Plant, an Integrated View of an Operating Envelope in a Gas Condensate System | |
| Herath | A probabilistic approach to assess hydrate formation and design preventive measures | |
| Ong et al. | Inverted Venturi: Optimising Recovery Through Flow Measurement | |
| Ibrahim Ahmed et al. | Automatic Well Testing and PIP Calculations Using Smart Rod Pump Controllers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180707 |