Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения количества воды в капельной фазе, содержащейся в продукции газовых скважин для установления степени обводнения, оценки качества проведенных работ по водоизоляции.

Известно устройство для газоконденсатных исследований скважин, включающее последовательно соединенные сепарационные блоки, измеритель расхода газа, приспособления для измерения давлений и температур /пат. 2081311 РФ, МПК⁶ Е 21 В 47/00, опубл.1997/.

Причины, препятствующие достижению требуемого технического результата известным способом и устройством, следующие: выпуск газа в атмосферу, исчисляемый десятками и сотнями тысяч кубометров за одно исследование, трудоемкость исследований связанная с необходимостью конструктивных изменений в устьевой обвязке скважины (для подключения сепараторов), ограниченность исследований во времени периодом положительных температур окружающей среды.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка оперативного и экологического способа и устройства, которые позволили бы определять наличие воды в продукции газовых скважин непосредственно на устье скважины.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности определения влажности, а также снижении материально-технических затрат.

Указанный технический результат по объекту - устройство, достигается тем, что в устройстве для определения влажности продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, имеющей технологическое отверстие, содержащем рабочую камеру, средства для контроля давления и температуры, особенностью является то, что устройство снабжено дифференциальным датчиком давления и импульсной трубкой, которая заполнена эталонной жидкостью и соединена с указанной рабочей камерой в точках, разнесенных по вертикали рабочей камеры, дифференциальный датчик давления соединен с импульсной трубкой, а указанная рабочая камера в верхней части соединена трубопроводом с указанным технологическим отверстием, а в нижней части - с атмосферой.

Именно заявленное выполнение рабочей камеры, импульсной трубки позволяет определить влажность продукции газовых скважин непосредственно на устье скважины гидростатическим методом с точностью, позволяющей фиксировать наличие в продукции газовых скважин воды в капельной фазе, без изменения существующей устьевой обвязки с минимальными затратами и незначительным выбросом исследуемой продукции в атмосферу.

Определение влажности продукции газовых скважин непосредственно на устье скважины основано на измерении его абсолютной плотности гидростатическим (дифференциальным методом). Известно, что продукция газовой скважины представляет собой газожидкостную смесь, состоящую из нескольких газовых фракций, водяного пара, твердой фазы и капельной жидкости (капельной фазы). При существующих дебитах скважин скорость движения газа от забоя к устью и далее выбирается такой, чтобы она обеспечивала вынос капельной составляющей. Известно, что при этих скоростях размеры капель составляют ≤20-50 микрон /Зарницкий Г.Э. Теоретические основы использования энергии давления природного газа. - М.: Недра, 1968/. При этих размерах и давлениях в скважине и коллекторе (20-160 атм) можно предположить, что продукция скважины представляет из себя капельно-газовую взвесь и распределение давлений в ней подчиняется законам гидростатики, т.е. если взять две точки отбора давлений, разнесенные по вертикали на высоту h, то

P₂-P₁=ρ_смеси·g·h,

тогда,

Измеряя одновременно с разностью давлений ΔР абсолютное давление (Р), температуру (Т) и зная промысловые данные о составе добываемого сухого газа, можно расчетным путем получить значения плотности сухого газа ρ_сух при этом давлении и температуре. Зная ρ_сух и ρ_смеси можно определить относительную влажность газа /Плотников В.М., Подрешетников В.А., Радкевич В.В., Тетеревятников Л.Н. Контроль состава и качества природного газа. - М.: Недра, 1983/.

Вполне понятно, что получить хорошие результаты можно только при массовом процентном содержании капельной жидкости, превышающем класс точности используемых датчиков разности давления. Главным достоинством гидростатического метода является его интегральный характер, объемность.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена схема устройства для определения влажности, на фиг.2 - схема измерения плотности исследуемой продукции.

Устройство для определения влажности продукции газовых скважин содержит рабочую камеру 1, представляющую собой полый стальной вертикальный цилиндр длиной не менее 1,5 м, трубопроводы (коллекторы) подводящий 2 и выпускной 3, представляющие собой теплоизолированные трубки высокого давления, диспергатор 4, предназначенный для создания однородной мелкодисперсной газожидкостной смеси в рабочей камере 1, вентильное устройство игольчатого типа, регулирующее интенсивность и давление потока в рабочей камере 1, трубку 6, например, импульсную или измерительную, заполненную эталонной жидкостью и соединенную с рабочей камерой 1 в точках, разнесенных по вертикали рабочей камеры 1. Импульсная трубка 6 передает разность давлений в верхней и нижней частях рабочей камеры 1 дифференциальному датчику давлений (ДД) 7. Устройство снабжено также средствами контроля (например, датчиками) абсолютного давления 8 и температуры 9. Показания датчиков обрабатываются в блоке обработки информации 10 и фиксируются компьютером 11. В качестве рабочей среды использовался воздух, подаваемый от компрессора. В качестве дифференциального датчика давления 7 применен датчик Метран - 22 ДД-ВН с рабочим диапазоном от 0 до 1600 Па и классом точности 0,15% /Метран - 22. Датчик давления. Руководство по эксплуатации СПГК.1529.000РЭ/

В качестве средства контроля температуры 9 использован термометр сопротивления.

В качестве средства контроля абсолютного давления 8 применен, например, датчик Метран-22 ДА-ВН.

Исполнение датчиков (преобразователей) взрывозащищенное. В качестве эталонной жидкости применена тормозная жидкость "Роса". Тормозная жидкость "Роса" залита в импульсные трубки 6. Плотность тормозной жидкости "Роса" при температуре 20°С равна 1068 кг/м³. Температурный рабочий диапазон от - 50°С до +50°С.

Принцип действия ДД 7 семейства "Метран" основан на использовании пьезорезистивного эффекта в гетероэпетаксиальной пленке кремния, выращенной на поверхности монокристаллической пластины из искусственного сапфира. При деформации чувствительного монокристаллического элемента под воздействием входной измеряемой величины (например, давления или разности давлений) изменяется электрическое сопротивление кремниевых пьезорезисторов мостовой схемы на поверхности этого чувствительного элемента. Электронное устройство ДД преобразует это изменение электрических сопротивлений в стандартный аналоговый сигнал постоянного тока и/или цифровой сигнал. В памяти сенсорного блока хранятся в цифровом формате результаты предварительных измерений выходных сигналов сенсора во всем рабочем диапазоне давлений и температур. Эти данные используются микропроцессором для расчета коэффициентов коррекции выходного сигнала при работе ДД. Цифровой сигнал сенсорного блока вместе с коэффициентами коррекции поступает на вход электронного преобразователя, микропроцессор которого корректирует этот сигнал по температуре и линеаризует его. На выходе электронного блока скорректированный выходной сигнал преобразуется из цифрового формата в стандартный выходной сигнал. Датчики семейства "Метран" соответствуют ГОСТ Р 51333.0 и ГОСТ Р 51330.10 и внесены в Государственный реестр средств измерений (№22235-01).

Определение влажности продукции газовых скважин осуществляется следующим образом.

Исследуемая продукция газовой скважины из газовой (выкидной) линии отбирается через технологическое отверстие в устьевой обвязке эксплуатационной газовой скважины, например, предназначенное для крепления устьевого манометра. Скважина в момент проведения измерений является действующей и продолжает давать продукцию без изменения режима. После открытия вентиля устьевого манометра поступающая по подводящему трубопроводу 2 исследуемая продукция газовой скважины, представляющая собой газожидкостную смесь, через диспергатор 4 подается в верхнюю часть рабочей камеры 1, проходя через которую создает разность давлений в верхней и нижней части рабочей камеры 1. Указанная разность давлений через мембранные датчики (встроены в импульсную трубку 6) передается эталонной жидкости, заполняющей импульсную трубку 6, и далее фиксируется дифференциальным датчиком давления 7 (датчиком "Метран"). Значения абсолютной плотности газожидкостной смеси и температуры, в зависимости от термобарических условий, фиксируются средствами контроля 8 и 9. Отработанная газожидкостная смесь выпускается в атмосферу через запорно-регулирующее устройство 12 в нижней части рабочей камеры 1.

Одной из основных характеристик газожидкостных и газовых сред является плотность, определяемая для однородных сред отношением массы к ее объему. Она зависит от состава газа, давления, температуры и наличия жидких и твердых фракций. В практике газовой добычи, в основном, используется плотность газа при нормальных условиях, которая при необходимости приводится к рабочим условиям.

Плотность метана ρ_м≈0,7 кг/м³ при нормальных условиях. Если взять базу измерений h-1.5 м, то разность показаний ДД составит

ΔР₁=ρ_м·g·h=0,7 кг/м³·9,8 м/c²·1,5 м ≈10,3 Па

Это при нормальных условиях, т.е. при 1 атм. Если же взять газ при давлении 160 атм, то в грубом приближении

ΔР₁₆₀≈160·ΔР₁=160·10,3 Па=1640 Па

ρ_м≈0,7 кг/м³·160=112 кг/м³

Из этого следует, что необходим датчик с пределами измерения разности давления от 0 до 1600 Па при рабочем давлении 160 атм. Этим требованиям соответствует, высокочувствительный, высокоточный датчик Метран 22-ДД (Метран-22ДД, Метран-100-ДД, модели 3051 С, 3051S Fisher-Rosemount), сохраняющий свои характеристики при больших рабочих давлениях и температурах.

Передача давлений от точек отбора давлений до датчика осуществляется с помощью эталонной жидкости. При этом очевидно, что при использовании в качестве рабочей или эталонной жидкости, например, воды с плотностью 1000 кг/м³ возникает разность давлений ΔР_эт=Р_эт·g·h≈1000·9.8·1.5=14700 Па, которая вызовет перегруз дифференциального датчика давления с пределом измерения 1600 Па. Используем возможность смещения диапазона измерений выбранного датчика Метран 22-ДД. В нашем случае, например, сместим диапазон измерений ДД на 13100 Па, тогда при отсутствии газа в трубе (фиг.2) показания ДД будут 14700-13100=1600 Па. При подаче газа в трубу от 1 атм до 160 атм показания датчика разности давлений снизятся от 1600 Па до 10 Па. Поскольку корректными обычно считаются измерения от 10% до 100% шкалы, то это соответствует измерениям от 160 Па до 1600 Па. Диапазон измеряемых плотностей при этом примерно от 5 кг/м³ до 100 кг/м³.

Рассмотрим процесс измерения для оценки плотности и состава добываемого газа непосредственно на скважине.

Из фиг.2 показания ДД 7 (Р_пр) можно представить как

где Р_эт=ρ_эт·g·h - давление столба h эталонной жидкости в импульсной трубке 6;

Р_к - компенсация, смещение диапазона для ДД;

Р_изм=ρ_изм·g·h - давление столба исследуемой продукции высотой h.

Тогда Р_пр=ρ_эт·g·h-Р_к-ρ_изм·g·h;

ρ_изм·g·h=ρ_эт·g·h-(Р_к+Р_пр);

Прямое использование формулы (4) для определения плотности продукции газовых скважин предполагает наличие известных значений ρ_эт и Р_к. Измерение ρ_эт с высокой точностью требует ареометра и учет температурной зависимости, для точного задания Р_к требуется датчик давления. Поэтому используется более простой путь. Проводятся два измерения. Тогда имеем

Вычитая первое уравнение из второго, имеем

Показания P_пр1 и Р_пр2 снимаются с ДД 7 при двух измерениях, g и h известны, ρ_изм1 неизвестно.

Поэтому проводится первое измерение при известном значении плотности, или приблизительно известном. При первом измерении в рабочей камере 1 в качестве рабочей среды находится атмосферный воздух, плотность которого можно достаточно точно подсчитать, зная температуру и давление с помощью следующей формулы

ρ_изм1=ρ_возд=ρ_{норм возд}·P₁·Т_норм/P_норм·T₁·K₁

В наших диапазонах измерений коэффициент сжимаемости K₁

Тогда (5) можно записать

При втором измерении в рабочей камере 6 находится исследуемая продукция газовой скважины в условиях P₂ и Т₂, тогда согласно формуле (7) будет рассчитана плотность исследуемой продукции. При этом первая часть формулы представляет собой плотность воздуха в реальных условиях, т.е. условия измерения (давление и температура) окружающего воздуха, и видимо она будет близка к значению плотности воздуха в нормальных условиях, т.е.=1.205 кг/м³ (примечание: т.к. Р_пр2<P_пр1, то вторая часть формулы сложится с первой).

Теперь, если рассмотреть вопрос о влажности исследуемой продукции (газожидкостной смеси), находящейся в рабочей камере 6, то по всей видимости можно предположить, что измеренная плотность газожидкостной смеси (вместе с водяными парами, капельной жидкостью и др.) будет отличаться в большую сторону от плотности сухого газа, рассчитанного для этих же условий, т.е. для Р₂, Т₂ согласно (6) и (7)

где К₂=1-1,57·Р₂/(Т₂-198).

Зная плотность сухого газа ρ_сух и плотность газожидкостной смеси ρ_смеси, определяют относительную влажность по формуле (2).

Измерения с использованием изобретения были проведены на трех газовых скважинах, выявлены количественные различия относительной влажности продукции.

В предположении, что решающее влияние на определение плотности по формуле (5) оказывают показания дифференциального датчика давления P_пр1 и Р_пр2 (погрешности ρ_изм11, g и h считаем незначительными), относительная погрешность косвенного измерения плотности приблизительно будет оцениваться следующей формулой:

где δ - относительная погрешность измерения;

d(Р_пр) - абсолютная ошибка измерения плотности;

Δ - класс точности дифференциального датчика давления,% D - шкала используемого диапазона, Па;

ρ - плотность смеси в рабочих условиях, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

h - расстояние между точками отбора давлений, м.

Если h=1 м, Δ=0.1%, D=1000 Па, g=9.81 м/c², а плотность при давлении в газовой линии 40 атм примерно 30 кг /м ³, то значение относительной погрешности измерения плотности будет порядка 0.5%. При пересчете в единицы плотности смеси в нормальных условиях это составит около 3.5 г/м³.

Таким образом, использование гидростатического метода измерения плотности продукции газовых скважин на основе отечественных датчиков "Метран-22ДД" (класс точности 0,15) позволяет фиксировать измерение плотности газожидкостной смеси с относительной погрешностью не более 1,0%. Соответственно, при известной плотности сухого газа возможно получение оперативного заключения о влажности продукции газовых скважин, если оно превышает 1,0% по массе, что соответствует 5-6 г/ м³. Данная точность измерений позволяет фиксировать наличие в продукции газовых скважин воды в капельной фазе на качественном уровне.

Изобретение обеспечивает определение плотности продукции газовых скважин (газовой или газожидкостной смеси) в рабочих условиях за короткое время и позволяет работать непрерывно, в оперативном режиме, и при известной нормальной плотности добываемого газа дать оперативное заключение об обводненности продукции скважины выше 1.0% по массе.