СПОСОБ ИСCЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Полученные данные необходимы для выбора оптимального способа подготовки газа и оптимального проектирования технологического оборудования.

Известен способ исследования скважин при одноступенчатой сепарации продукции («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.377), направляемой через штуцер в сепаратор, где газ отделяется от конденсата. После сепарации газ поступает в замерное устройство, а затем в газопровод или факельную линию. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, либо в самом сепараторе. После пуска скважины в работу проводится наблюдение за давлением, температурой и дебитом газа и за продукцией скважины в целом. Этот способ обычно применяется при содержании жидкой фазы в газе до 0,2 кг/м³. При количестве жидкости более 0,5 кг/м³ для исследования необходимо использовать дополнительный сепаратор высокого давления или применить сепаратор с большим сборником конденсата. Недостатком данного способа является недостаточный диапазон проведения исследований, так как данный способ не предусматривает работу в режиме низкотемпературной сепарации, т.е. не позволяет выбрать максимальный режим извлечения конденсата с минимальными энергетическими затратами.

Известен также способ исследования скважин в режиме низкотемпературной сепарации («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.369), в котором газожидкостную смесь подают на сепаратор первой ступени сепарации, затем на охлаждение отсепарированного газа с последующем его расширением в дросселирующем устройстве и подачей газожидкостного потока на низкотемпературную сепарацию.

Недостатком данного способа исследования скважин является сложность технологического процесса с увеличенным количеством технологического оборудования: сепараторами, теплообменниками, а также невозможности выбора режима максимального извлечения углеводородного конденсата, и неэффективность процесса сепарации при малых содержаниях тяжелых углеводородов в газе, например типа газов сеноманских залежей.

Известен также способ газогидродинамического исследования газоконденсатных скважин (Патент РФ №2070289 С1, МПК⁶ E21B 47/00), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и выносимых твердых и жидких фаз и их анализ, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.

В этом способе частично устранены вышеуказанные недостатки путем замера отделенных фаз под давлением сепарации и по отборам проб фаз и их анализа на установившихся режимах, чем повышена информативность исследования. Однако определение содержания отделяемых фаз по отборам проб менее достоверно, чем непосредственный замер по сепаратору.

Известен способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по (Патент РФ №2405933 С1, МПК E21B 47/00) - (прототип), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.

В этом техническом решении основной недостаток в невозможности определения оптимального режима эксплуатации скважин сохраняется, так как установить границы эффективности тех или иных режимов сепарации газожидкостных смесей различного состава при различных технологических параметрах (давлениях, температурах, расходах) без исследования в реальных условиях затруднительно.

Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.

Для достижения технического результата в способе исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающем сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, путем замера жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз, замер объема жидкости и механических примесей осуществляют последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации с предварительным сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе.

Максимальный объем отсепарированной жидкости определяют по замеренным величинам на всех режимах при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси.

Отделенные фазы смешивают с отсепарированным газовым потоком на всех режимах.

Сепарацию газожидкостной смеси осуществляют путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводом с нее накопленной жидкости.

Охлаждение газожидкостной смеси осуществляют, например, холодными отсепарированными фазами перед ее расширением.

Потоки газа и жидкости направляют на дополнительное разделение после режима сверхзвуковой сепарации.

Газ после режима сверхзвуковой сепарации направляют на охлаждение продукции скважин.

Осуществление замера объема жидкости и механических примесей последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе перед сепарацией; позволило расширить области исследования скважин при большем числе режимов сепарации газожидкостных смесей и выбрать оптимальный.

Определение максимального объема отсепарированной жидкости по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси позволило выбрать оптимальную схему процесса сепарации газожидкостной смеси с максимальным выходом жидкой углеводородной продукции.

Смешивание отделенных фаз с отсепарированным газовым потоком позволило исключить их выбросы в окружающую среду.

Осуществление сепарации газожидкостной смеси путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующем отводом с нее накопленной жидкости позволило уменьшить габариты блока исследования скважин.

Осуществление охлаждения газожидкостной смеси перед ее расширением, например холодными отсепарированными фазами позволило снизить температуру процесса низкотемпературной сепарации газа и увеличить выход жидкой углеводородной продукции.

Направление потоков газа и жидкости после режима сверхзвуковой сепарации на дополнительное разделение позволило осуществить последовательный процесс двухступенчатой сепарации продукции скважин.

Авторам и заявителям не известны способы исследования газовых и газоконденсатных скважин, в которых технический результат достигнут подобным образом.

На фигуре представлена схема способа исследования газовых и газоконденсатных скважин с возможной поочередной работой на всех режимах сепарации газожидкостной смеси.

Предлагаемый способ исследования газовых и газоконденсатных скважин поясняется схемами, представленными на фигуре.

Схема (фиг.) содержит: сепаратор 1; замерную емкость 2; сверхзвуковой сепаратор 3; сужающее устройство 4; расходомер по газу 5; регулирующий вентиль 6; вход газожидкостной смеси 7; линию 8 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 в сепаратор 1 без сброса давления; линию 10 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 и через сужающее устройство 4 в сепаратор 1; линию 11 для подачи газожидкостной смеси с вентиля 9 в сверхзвуковой сепаратор 3; линию 12 выхода газа из сверхзвукового сепаратора 3 может быть осуществлена непосредственно в сепаратор 1 через вентиль 9; линию прохода 13 отделенной жидкости из сверхзвукового сепаратора 3 в сепаратор 1; линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход в линию 15 с установки; выход 16 жидкости из сепаратора 1; линию 17 для сброса жидкости в замерную емкость 2; линию 18 для сброса жидкости из сепаратора 1 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; выход 19 выветренного газа через расходомер по газу 5 и вентиль 9; линию 20 сброса жидкости из замерной емкости 2 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; теплообменник (холодильник) 21; вертикальную пористую структуру, например структурированная сепарационная насадка 22; линию 23 для подачи отсепарированного в сверхзвуковом сепараторе 3 газа через вентиль 9 в линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход 15 с установки.

Измерение давления и температур потоков производят на линии 7 входа газожидкостной смеси в точках 24, 25, на линии 14 после сепаратора 1 в точке 26, на линии 16 в точке 27, в замерной емкости 2 в точке 28.

Способ осуществляется следующим образом.

Режим 1

Газожидкостную смесь по линии входа 7 после замера давления и температур в точке замера 24 подают в линию 8, откуда в сепаратор 1. При этом вентили 9 на линиях 7 и 8 открыты, а линии 10, 11, 17, 18, 23 и теплообменник 21 отключены вентилями 9.

В сепараторе 1 из газа отделяются углеводородная, водная фазы и механические примеси. Очищенный газ направляют по линии 14 на расходомер 5, где замеряют его расход, а в точке 26 давление (Р) и температуру (Т). Из расходомера 5 газ направляют через регулировочный вентиль 6, вентиль 9 по линии 15 потребителю.

После пропуска в установившемся режиме определенного количества газа линии 8 и 14 отсекают и жидкость в сепараторе 1 выдерживают до расслоения углеводородной и водной фаз, засекая время расслоения, количество насыщенной водной, углеводородной фаз по уровню в сепараторе 1.

После замера объема насыщенной жидкой фазы открывают вентиль 9 на линии 17, подают жидкую фазу, механические примести в замерную емкость 2, где жидкость выветривают, открывая вентиль 9 на линии 19 выхода выветренного газа, при этом замеряют температуру (Т) в точке 28, количество выветренного газа, количество выветренной водной, углеводородной фазы и количество механических примесей, время расслоения углеводородной и водной фаз.

Режим 2

На режиме 2 исследования скважины с применением сужающего устройства 4 с диафрагмами различного диаметра перекрывают линию 8, 11 вентилем 9 и открывают линию 10 вентилем 9. Давление газа на сужающем устройстве 4 сбрасывают, например, до давления 7,5 или 5,5 МПа. В зависимости от диаметра применяемой диафрагмы на сужающем устройстве 4 газожидкостную смесь при расширении охлаждают и направляют в сепаратор 1, далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1. В режиме 2 дополнительно замеряют показания давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси, а в случае применения теплообменника 21 эти замеры делают и после него в точке 25.

Режим 3

На режиме 3 исследования скважины с применением сверхзвукового сепаратора 3 перекрывают на линиях 8, 10 и 23 вентили 9 и открывают вентили 9 на линиях 11 и 12. При этом газ поступает в сверхзвуковой сепаратор 3, в котором он закручивается, адиабатически изоэнтропно охлаждается и разделяется на два потока: газожидкостной и газовый. Поток газожидкостной направляют в сепаратор 1 по линии 13. Газовый поток направляют в сепаратор 1 по линии 12.

Возможен вариант, когда при закрытом вентиле 9 на линии 12 и при открытом на нем вентиле 9 на линии 23 газовый поток с выхода сверхзвукового сепаратор 3 по линии 23 подают в линию 14. Газожидкостной поток с другого выхода сверхзвукового сепаратор 3 подают по линии 13 в сепаратор 1. После сепарации газожидкостного потока газовый поток с сепаратора 1 тоже подают в линию 14. Далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1.

В режиме 3, также как и в режиме 2, проводят дополнительные замеры показаний давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси в точке 24, а в случае применения теплообменника 21 и в точке 25, которые выполняют и после дополнительного охлаждения в теплообменнике.

После анализа режимов выбирают оптимальный, который дает максимальный выход жидкой углеводородной фазы на единицу перепада давления между входом и выходом газа.

Пример

1. Состав газожидкостной смеси (мольные доли):

- Метан - 0,9601;

- Этан - 0,0272;

- Пропан - 0,0003;

- i-бутан - 0,0012;

- n-бутан - 0,0001;

- i-пентан - 0,0001;

- n-пентан - 0,0001;

- С₆₊ - 0,0002;

- Двуокись углерода - 0,0091;

- Азот - 0,0011;

- Вода - 0,0004.

2. Давление - 15,0 МПа;

3. Температура - 15°C

4. Объемный расход - 1000000 м³/сут.

На режиме 1 при указанных технологических параметрах отделяют от газа 5,21 кг/ч водного раствора жидкости.

На режиме 2 при дросселировании газожидкостной смеси с 15,0 МПа до 8,4 МПа температура газожидкостной смеси снижают до минус 7,2°C, при этом образуется 30,36 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 20,30 кг/ч и водного раствора - 10,06 кг/ч).

На режиме 3 при сбросе давления на сверхзвуковом сепараторе с выходными технологическими параметрами режима 2, на срезе сверхзвукового сопла статическое давление равно 3,7 МПа, при этом статическая температура будет минус 67°C. При таких технологических параметрах на выходе из сверхзвукового сепаратора образуется 33,13 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 22,12 кг/ч и водного раствора - 11,01 кг/ч).

Таким образом, достигается технический результат предлагаемого технического решения, заключающийся в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.