СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ПРИЕМЕ СКВАЖИННОГО НАСОСА Российский патент 2022 года по МПК G01F1/74 G01N7/00 

Заявляемое изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности на нефтяных месторождениях в скважинной добыче нефти. Разработанная технология предусматривает организацию контроля содержания свободного газа в скважинной жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса.

Содержание свободного газа в жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН), не должно превышать определенной величины. Для многих конструкций ЭЦН величина рассматриваемого параметра не должна превышать 20% или в долях - не более 0,20. Под этим параметров подразумевается отношение объема свободного газа к объему газожидкостного состава. При превышении содержания свободного газа (ССГ) критической величины происходит нестабильная работа глубинной насосной установки вплоть до срыва подачи жидкости до устья скважины (источник: стр. 301 книги Кабиров М.М., Гафаров Ш.А. Скважинная добыча нефти: учебник. - СПб.: «Недра», 2010. - 416 с.).

Постоянный мониторинг этого параметра на приеме глубинного насоса дает возможность оперативно снижать производительность ЭЦН путем изменения частоты вращения вала и рабочих колес погружного электродвигателя (ПЭД). Снижение производительности насоса ведет к накоплению жидкости в кольцевом межтрубном пространстве и росту давления на приеме насоса и как следствие - к снижению величины ССГ. Необходимое измерение содержания свободного газа на приеме насоса на скважинах не ведется по техническим причинам - отсутствует методика и средство измерений.

Известно изобретение №2521091 по патенту РФ «Способ определения давления насыщения нефти газом» (опубл. 27.06.2014), по которому определяют давление насыщения нефти газом (Р_нас) путем изменения давления на приеме глубинного ЭЦН с помощью частотного регулятора тока, питающего ПЭД насоса. В результате исследования работы насоса на нескольких режимах (на нескольких частотах тока) получают график зависимости плотности газожидкостного смеси в межтрубном пространстве от давления на приеме насоса, по которому и определяют параметр Р_нас. По изобретению нет возможности определить содержание свободного газа на приеме насоса.

Многие нефтяные компании страны находят содержание свободного газа в жидкости, транспортируемой по трубопроводам системы нефтесбора по методике, описанной в книге Персиянцева М.Н. «Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях». - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 283 (методика описана на стр. 148-153). Методика предусматривает перевод трубопроводной жидкости небольшого объема в устройство УОСГ-100М, которое, по сути, является камерой переменного объема, снабженное техническим высокоточным манометром. Данное устройство и методика неприменимы для определения ССГ на приеме глубинного насоса, так как измерительный прибор не адаптирован к скважинным условиям и не приспособлен к работе без участия человека.

В качестве прототипа по заявке выбран способ оценки ССГ на приеме скважинного насоса (патент РФ на изобретение №2667183, опубл. 17.09.2018, бюл. 26). Под электроцентробежным насосом устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии по вертикали и по их показаниям и математической формуле находят количественное присутствие газа в поступающей в насос продукции пласта и скважины. Недостатком способа является то, что дорогостоящих датчиков необходимо два и по способу не учитывается температура флюидов на входе в насос, между тем температура является информативным параметром при оценке состояния газовой среды.

Технической задачей по изобретению является разработка способа нахождения содержания свободного газа в потоке скважинной продукции, поступающей на прием электроцентробежного насоса, на основе оперативной информации о массовом содержании нефти и воды в пластовой продукции, плотности частично дегазированной нефти и компонентном составе добываемой пластовой нефти.

Техническая задача по заявляемому изобретению решается тем, что по способу определения содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, основанному на использовании датчика давления в зоне приема насоса, согласно изобретению рядом с датчиком давления дополнительно располагают датчик температуры, над насосом в ближайшей к насосу лифтовой трубе устанавливают влагомер, по показаниям двух датчиков, влагомера и предварительно полученной информации по дегазации пластовой нефти определяют последовательно для 1 моль пластовой нефти в составе газожидкостной смеси в зоне насоса: объем свободного газа по формуле 1, объем жидкой фазы газожидкостного смеси - по формуле 2 и содержание свободного газа - по формуле 3.

где:

V_ПНГ - объем свободного попутного нефтяного газа на приеме насоса, выделившийся из 1 моль пластовой нефти в литрах;

V - мольная доля углеводородов газожидкостной смеси (ГЖС) в газовой фазе при замеренных значениях давления и температуры (определяется лабораторным или расчетным способом), доли;

Р_атм - атмосферное давление, равное 0,1 МПа;

Р_прием - давление на приеме насоса по показанию датчика давления, МПа;

Т_прием - температура флюидов на приеме насоса, °К;

Т_норм - нормальная температура, 273°К;

V_жид - объем жидкой фазы ГЖС, л;

М_{дег. н} - масса 1 моль частично дегазированной нефти в зоне насоса, г;

ρ_{дег. н} - плотность дегазированной нефти по данным лабораторных измерений, г/см³;

f_воды - массовая доля воды в пластовой продукции, доли;

М_{пл. н} - масса одной моли пластовой нефти, г;

Р_воды - плотность попутно добываемой воды, г/см³;

ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

V_{дег. н} - объем частично дегазированной нефти в составе ГЖС;

V_воды - объем водной фазы в составе ГЖС.

В основе расчетно-измерительного способа заложено наблюдение за состоянием 1 моль пластовой нефти. При ее подъеме давление становится ниже давления насыщения нефти газом и появляется свободный газ, распределенный в объеме жидкой фазы. Объем газовой фазы определяется методом материального баланса, впервые описанный Д.Л. Катцем в 1933 году. Метод используется для расчета производительности газосепараторов в системе сбора и подготовки скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Наиболее доступно на русском языке метод описан в следующих работах:

1. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технология и оборудование: учебное пособие / Сулейманов Р.С, Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. - Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450 с.

2. Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и подготовки скважинной продукции; учебное пособие / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, М.Ю. Тарасов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - 124 с.

В формуле 1 количество моль (параметр V) ПНГ умножается на объем 1 моль любого газа при нормальных условиях, далее объем этого количества газа приводится в соответствие термобарическим условиям на приеме глубинного насоса.

В формуле 2 масса пластовой М_{пл. н} и дегазированной нефти М_{дег. н} определяются расчетным путем (метод материального баланса) или лабораторным способом. Долю воды в составе пластовой продукции показывает влагомер, установленный над насосом в колонне НКТ. При его отсутствии этот параметр определяется по данным лабораторного анализа устьевых проб скважинной жидкости.

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на фигуре, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5 - датчик температуры, 6 - влагомер, 7 - кабель электропитания датчиков, ПЭД и канала обратной связи, 8 - станция управления скважиной, 9 - газожидкостной состав, состоящий из свободного газа 10, и жидкой фазы 11 (частично дегазированная нефть и пластовая вода).

Содержание свободного газа на приеме насоса нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:

1. Из пластовой зоны скважины отбирается пластовая нефть и в лабораторных условиях производится ее контактная дегазация с замером объема выделившегося газа и свойств дегазированной нефти (объем и плотность) при различных термобарических условиях.

2. Скважина с УЭЦН комплектуется двумя датчиками в составе ТМС: давления 4 и температуры - 5, а также влагомером 6, расположенным выше ЭЦН внутри ближайшей к насосу НКТ.

3. В память контроллера станции управления вносятся все данные по дегазации пластовой нефти при различных термобарических условиях, а также методика расчета мольной доли углеводородов в газовой фазе (параметр V) для известных термобарических условий.

4. С заданной частотой на контроллер станции управления с датчиков давления и температуры и влагомера поступает необходимая информация, и контроллер по заданным алгоритмам и формулам находит ССГ на приеме насоса. Сообщает эти данные на компьютеры технического персонала предприятия.

При необходимости контроллер станции управления может самостоятельно привести в соответствие ССГ на приеме насоса путем изменения производительности глубинного насоса с помощью частотного преобразователя тока питания погружного электродвигателя установки.

Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой эмульсию с массовой обводненностью 40% и относительно малым газосодержанием пластовой нефти (19-20 м³/т).

Исходная информация по скважине, исходя из показаний датчиков давления и температуры, а также предварительно проведенных лабораторных исследований пластовой нефти (процесс ступенчатой дегазации) приводится ниже:

- мольная доля ПНГ после сепарации V=0,15;

- давление на приеме насоса Р_прием=0,4 МПа;

- температура на приеме насоса Т_прием=300°К;

- масса 1 моль пластовой нефти М_{пл. н}=178 грамм;

- масса 1 моль частично дегазированной нефти М_{дег. н}=160 г

- плотность частично дегазированной нефти р_{дег. н}=0,865 г/см³;

- плотность пластовой воды ρ_в=1,170 г/см³;

Согласно изобретению контроллер станции управления скважиной последовательно по формулам 1-3 находит содержание свободного газа на приеме насоса:

Содержание свободного газа равно 0,243 или 24,3%. Это выходит за рамки допустимого значения ССГ, поэтому контроллер станции управления должен, во-первых, проинформировать персонал предприятия о том, что скважина работает не в оптимальном режиме и, во-вторых, предпринять меры по снижению ССГ. Понижение частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, приводит к снижению производительность электроцентробежного насоса. Это в свою очередь приведет к приближению динамического уровня к устью скважины, повышению давления в зоне насоса и снижению содержания свободного газа на приеме насоса до приемлемой величины - менее 20%.

Исходя из показаний трех датчиков и данных метода материального баланса по математической формуле, определяется содержание свободного газа в зоне приемных отверстий глубинного скважинного насоса. Технологический эффект заключен в поддержании ССГ ниже допустимого значения и в продлении срока службы электронасосной установки нефтедобывающей скважины.

Изобретение относится к способу определения содержания свободного газа на приеме скважинного насоса. Способ основан на использовании датчика давления в зоне приема насоса. Рядом с датчиком давления дополнительно располагают датчик температуры. Над насосом в ближайшей к насосу лифтовой трубе устанавливают влагомер. По показаниям двух датчиков, влагомера и предварительно полученной информации по дегазации пластовой нефти определяют последовательно для 1 моль пластовой нефти в составе газожидкостной смеси в зоне насоса: объем свободного газа, объем жидкой фазы газожидкостного смеси и содержание свободного газа. Достигается определение содержания свободного газа в потоке скважинной продукции. 1 ил.

Способ определения содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, основанный на использовании датчика давления в зоне приема насоса, отличающийся тем, что рядом с датчиком давления дополнительно располагают датчик температуры, над насосом в ближайшей к насосу лифтовой трубе устанавливают влагомер, по показаниям двух датчиков, влагомера и предварительно полученной информации по дегазации пластовой нефти определяют последовательно для 1 моль пластовой нефти в составе газожидкостной смеси в зоне насоса: объем свободного газа по формуле 1, объем жидкой фазы газожидкостного смеси - по формуле 2 и содержание свободного газа - по формуле 3:

где:

V_ПНГ - объем свободного попутного нефтяного газа на приеме насоса, выделившийся из одной моли пластовой нефти, л;

V - мольная доля углеводородов ГЖС в газовой фазе при замеренных значениях давления и температуры (определяется лабораторным или расчетным способом), доли;

Р_атм - атмосферное давление, равное 0,1 МПа;

Р_прием - давление на приеме насоса по показанию датчика давления, МПа;

Т_прием - температура флюидов на приеме насоса, °К;

Т_норм - нормальная температура, 273°К;

V_жид - объем жидкой фазы ГЖС, л;

М_дег.н - масса одной моли частично дегазированной нефти в зоне насоса, г;

ρ_дег.н - плотность дегазированной нефти по данным лабораторных измерений, г/см³;

f_воды - массовая доля воды в пластовой продукции, доли;

М_{пл. н} - масса одной моли пластовой нефти, г;

Р_воды - плотность попутно добываемой воды, г/см³;

ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

V_{дег. н} - объем частично дегазированной нефти в составе ГЖС;

V_воды - объем водной фазы в составе ГЖС.