СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ В СТВОЛЕ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/00 E21B47/00 

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовых скважин в реальном масштабе времени.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий оценку относительной шероховатости ствола газовой скважины и параметра неравномерности шероховатости, а также определение коэффициента гидравлического сопротивления аналитическим путем по формуле:

где m - параметр неравномерности шероховатости, который зависит от степени неравномерности шероховатости поверхности ствола и характеристики пограничного течения;

Re - число Рейндольса;

ε - относительная шероховатость ствола газовой скважины, (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 118).

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе скважин, и не учитывается тот факт, что с течением времени значение указанного коэффициента изменяется.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами (или глубинными измерительными комплексами) давления Р_з.гис и температуры газа T_L на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Q_гис, давления Р_у.гис и температуры газа Г_у.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. (Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 128).

Существенным недостатком известного способа является низкая оперативность определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, так как глубинные манометры и термометры или глубинные измерительные комплексы для определения давления и температуры газа на забое скважины используются при газогидродинамических исследованиях скважин, которые, как правило, проводятся один раз в год. Однако значение указанного коэффициента меняется во время эксплуатации скважины. Это связано с тем, что в сыром газе имеются влага, мехпримеси и пр. Они, во время эксплуатации скважины, оседая на стенках ствола, вызывают постепенное возрастание его шероховатости, что в конечном итоге приводит к изменению указанного коэффициента. Учитывая то, что газогидродинамические исследования скважины проводятся один раз в год, очевидно, что определить значения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовых скважин путем использования указанного способа в реальном масштабе времени невозможно.

Значение коэффициента гидравлического сопротивления в стволе скважин - λ зависит от режима течения газа, состава потока, качества изготовления и размера труб, термобарических условий по длине ствола, свойства газа и т.д.

Как известно, в продукции газовых скважин всегда присутствуют твердые и жидкие примеси.

Наличие твердых примесей в потоке газа, как правило, связано с возможным нарушением режима работы скважины и вызывает эрозию внутренней поверхности труб, сильно изменяя во времени их шероховатость. Очевидно, если в составе потока газа будут присутствовать и кислые компоненты, тогда эрозия в стволе скважины будет проходить еще интенсивнее. В конечном итоге все это приводит к увеличению величины коэффициента λ.

Наличие жидких компонентов в потоке газа связано:

- с влагосодержанием газа и газоконденсатной смеси, а также тяжелых компонентов углеводородов, которые по мере снижения давления и температуры в системе «пласт - устье скважины» переходят в жидкое состояние;

- с обводнением скважин и вводом в поток ингибиторов гидратообразования и коррозии.

Наличие жидкости в газе по отношению к коэффициенту λ приводит к двум последствиям:

- незначительное содержание жидкости в потоке газа приводит к эффекту смазки шероховатой поверхности труб и снижает величину коэффициента λ;

- занимая часть проходного сечения трубы, по которому движется газ, уменьшает его сечение для прохождения газовый фазы, что увеличивает потери давления в стволе скважины.

Поэтому в газовых и газоконденсатных скважинах важно определять не фиксированное значение коэффициента λ в момент исследования скважины, а контролировать его величину λ_ф в реальном масштабе времени, оперативно выявляя нарушения в работе скважин, и своевременно принимать меры по ликвидации возникших нарушений.

Задачей заявляемого технического решения и техническим результатом является устранение указанных недостатков и повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф в стволе газовой скважины и контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Поставленная задача решается и технический результат достигается за счет того, что способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Р_з.гис и температуры газа T_L на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Q_гис, давления Р_у.гис и температуры газа Т_у.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Р_у, температуры Т_у и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ), которая, используя все эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф ствола газовой скважины по формуле

где - относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр фонтанных труб;

ΔР_з(t) - текущая поправка снижения пластового давления с момента последнего газогидродинамического исследования скважины, определяемая согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t);

z_cp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

T_ср - среднее значение температуры газа в стволе скважины.

Получаемые значения λ_ф автоматизированная система управления строит в виде графика временной функции и сравнивает текущие значения λ_ф с уставкой его максимального значения. Как только будет выявлено превышение значения λ_ф величины уставки, автоматизированная система выдает сообщение оператору о нарушении нормального режима работы скважины.

Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. Проведение дополнительных измерений: давления Р_у, температуры Т_у и расхода газа Q скважины и передача этих значений в АСУ ТП УКПГ/УППГ для последующего определения текущего значения коэффициента гидравлического сопротивления позволяет устранить указанные выше в известных способах недостатки, повысить точность определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины и осуществить контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Заявляемый способ реализуют следующим образом. Во время газогидродинамических исследований скважины с помощью глубинных манометров и термометров (или глубинных измерительных комплексов) определяют давление Р_з.гис и температуру газа T_L на забое скважины глубиной L. Также измеряют расход газа (дебит) скважины Q_гис, давление Р_у.гис и температуру газа Т_у.гис на устье скважины. Используя полученные данные, определяют среднее значение давления и температуры в стволе скважины из следующих соотношений:

После этого определяют среднее значение коэффициента сжимаемости газа - z_cp (Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984, - 264 с., стр. 142) из соотношения:

где Р_пр, T_пр - приведенное давление и приведенная температура газа, которые определяют из следующих соотношений:

где Р_кр, T_кр - критическое давление и критическая температура, которые зависят от состава газа.

Далее определяют коэффициент гидравлического сопротивления λ_з.гис ствола газовых скважин в момент газогидродинамических исследований по формуле:

Приведенная формула для определения λ_з.гис получена из известного соотношения (стр. 117, формула (25.3), Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.):

После окончания газогидродинамических исследований скважины, используя телеметрию кустовых газовых скважин, производят с заданным шагом квантования измерения устьевого давления - Р_у, температуры - Т_у и расхода газа - Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ).

Измеренные значения этих параметров в реальном масштабе времени используют для определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф ствола газовых скважин, вычисляемого с использованием соотношения (1) и учетом текущей поправки ΔР_з(t) на снижение пластового давления. Эту поправку определяют согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t) с момента проведения последних газогидродинамических исследований скважины (со временем давление пласта падает в результате истощения залежи). С учетом сказанного коэффициент гидравлического сопротивления λ_ф ствола газовых скважин определяют по формуле:

Получаемые значения λ_ф строят в виде графика временной функции.

Динамика изменения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф в стволе газовой скважины показана на графике (см. чертеж).

Таким образом, определение значения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф в реальном масштабе времени позволяет в оперативном режиме диагностировать состояние ствола газовой скважины. Заранее известно, что при нормальном режиме работы скважины значения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф не должны перевешать линию границы А на графике. Если в ходе эксплуатации газовой скважины выяснится, что коэффициент гидравлического сопротивления λ_ф пересек указанную границу, можно твердо констатировать, что нарушен нормальный режим работы скважины, и на стенках ствола скважины нарушена первоначальная шероховатость, а ее ствол загрязнен свыше допустимой нормы. Благодаря этому у обслуживающего персонала в оперативном режиме появляется возможность оценить режим работы ствола газовой скважины, своевременно принять меры по устранению аварийных и других нештатных ситуаций в ее работе.

Применение данного способа позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа и сбои в работе газовых скважин и тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на промысле, а также снизить численность персонала, занятого обслуживанием промысла.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Р_з.гис и температуры газа T_L на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Q_гис, давления Р_у.гис и температуры газа Г_у.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Р_у, температуры Т_у и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.

Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Р_з.гис и температуры газа T_L на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Q_гис, давления Р_у.гис и температуры газа Г_у.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем, отличающийся тем, что после окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Р_у, температуры Т_у и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λ_ф ствола газовой скважины по формуле

где - относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр фонтанных труб;

ΔP_з(t) - текущая поправка снижения пластового давления с момента последнего газогидродинамического исследования скважины, определяемая согласно регламенту эксплуатации месторождения на текущий момент времени (t);

z_cp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

T_ср - среднее значение температуры газа в стволе скважины, и получаемые значения λ_ф автоматизированная система управления строит в виде графика временной функции, сравнивает текущие значения λ_ф с уставкой его максимального значения и при превышении ее выдает сообщение оператору о нарушении нормального режима работы скважины.