Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса

Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности на нефтяных месторождениях при скважинной добыче нефти. Предлагаемая к рассмотрению технология предусматривает организацию контроля содержания свободного газа в скважинной жидкости, поступающей на прием глубинного электроцентробежного насоса.

Содержание свободного газа в поступающей жидкости на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) не должно превышать определенной величины. Для многих конструкций ЭЦН величина рассматриваемого параметра не должна превышать 25% или в долях - не более 0,25. Напомним, что под этим параметром 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 росту давления на приеме насоса и снижению величины ССГ. Необходимое измерение содержания свободного газа на приеме насоса на скважинах не ведется по техническим причинам - отсутствует методика и техника 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 состава (ГЖС) 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.

Скважинная продукция на приеме глубинного насоса состоит из трех основных компонент: нефти, воды и газа. Последняя компонента в зависимости от давления находится либо в растворенном в нефти состоянии, либо частично или полностью - в свободном, то есть газообразном состоянии. Отношение объема выделившегося из пластовой нефти газа к объему этой нефти при снижении давления до атмосферного называют газовым фактором нефти. Этот параметр для большинства нефтяных месторождений России находится в пределах 10-100 м³/м³. Даже при минимальной величине газового фактора из одного кубометра нефти может выделиться 10 и более кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ). В то время как опасными для работы глубинного ЭЦН являются всего лишь выделившиеся 250-300 л из 1 м³ нефти. Выделение из нефти столь малого количества газа меняет незначительно свойства нефти. Поэтому плотность нефти при совершенно малой дегазации будет изменена незначительно. Информация по плотности пластовой нефти в зависимости от степени ее дегазации может быть получена в лабораторных условиях при исследовании глубинных проб пластовой нефти. Плотность второй составляющей - воды остается величиной практически постоянной ввиду относительно малой растворимости газов в воде в сравнении с нефтью. Плотность третьей составляющей ГЖС на приеме насоса - собственно плотность свободного газа зависит от давления по закону Менделеева-Клапейрона. Эта зависимость носит прямолинейный характер - чем выше давление среды, тем выше плотность газа.

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 плотностях нефти, свободного газа и воды, находящихся в этом ГЖС.

В качестве прототипа по решению этой технической задачи выбрано изобретение по патенту РФ №2610941 «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 25.01.2017, бюл. 3). По данному изобретению обводненность скважинной продукции находится с помощью двух датчиков давления при условии отсутствия свободного газа в жидкостном потоке скважины. Способ неприменим для оценки ССГ, но при наличии свободного газа в скважинном потоке жидкости плотность такого состава и создаваемое им гидростатическое давление определенным образом снижаются, и этот факт можно использовать для количественной диагностики свободного газа в скважинной продукции.

Техническая задача по заявляемому изобретению решается тем, что по способу оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, который заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции, необходимо под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны скважины установить два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по формуле:

где ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

Р₂ - давление в скважине по нижнему датчику, атм;

P₁ - давление в скважине по верхнему датчику, атм;

ρ_эм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или окклюдированным газом при среднем давлении (P₁+Р₂)/2, кг/м³;

ρ_г - плотность свободного газа при среднем давлении (P₁+Р₂)/2, кг/м³;

Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;

h_г - общая высота свободного газа между двумя датчиками давления, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Параметры ρ_эм и ρ_г определяются по результатам ступенчатого разгазирования пластовой продукции после отбора глубинной пробы. Допустимо также применение расчетных методов определения этих параметров.

При выводе формулы (1) использованы следующие положения.

Как и в прототипе распишем составные части гидростатического давления, создаваемого цилиндрическим столбом жидкости и газа между двумя датчиками давления на расстоянии Н друг от друга. Считаем, что скорость движения скважинной продукции так мала, что потери давления на трение пренебрежительно малы. Разность давлений между датчиками выразим как:

Из формулы (2) выразим отношение параметра h_г/H:

Параметр h_г/Н собственно и есть содержание свободного газа в потоке скважинной продукции, поэтому на основании этих выкладок и строится решение поставленной технической задачи.

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на чертеже, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - верхний датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5 - нижний датчик давления, 6 - жесткий стержень фиксированной длины, 7 - кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 8 - штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления, 9 - станция управления скважиной.

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

1. Скважина с УЭЦН предварительно комплектуется двумя датчиками, их на кабеле располагают в непосредственной близости от электроцентробежного насоса на известном расстоянии друг от друга по вертикали.

2. В память контроллера с необходимой частотой загружается информация по плотности эмульсии скважинной продукции в зависимости от обводненности и давления в скважине.

3. Давление газа при среднем давлении между двумя датчиками находится самим контроллером по формуле Менделеева-Клапейрона.

4. С необходимой частотой, например, ежечасно контроллер станции управления по формуле 1 определяет параметр ССГ и сравнивает его с максимально допустимой величиной и принимает регламентированное решение, которое выше описано.

Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой высоковязкую эмульсию с массовой обводненностью 50% и относительно малым газосодержанием пластовой нефти.

Исходные данные по скважине:

- глубина электроцентробежного насоса по вертикали - 1000 м;

- расстояние между двумя датчиками по вертикали Н=10 м;

- давление насыщения нефти газом Р_нас=55 атм (5,5 МПа);

- плотность пластовой нефти ρ_г=900 кг/м³;

- плотность пластовой воды ρ_в=1200 кг/м³;

- плотность газа при нормальных условиях ρ_г=1,0 кг/м³.

Исходные данные для расчетов двух ситуаций на скважине приведены в табличном виде:

Первая ситуация:

Содержание свободного газа равно 0,086 или 8,6%. Это относительно небольшая величина, и если электроцентробежный насос выдает оптимальную производительность, то станция управления насосом оставляет эту скважинную ситуацию без изменений.

Вторая ситуация:

Содержание свободного газа равно 0,26 или 26%. 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. Путем понижения частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, снижается и 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%.

Затраты на внедрение изобретения ожидаются небольшими, а вот эффективность будет высокой, так как два датчика давления вместе со станцией управления обеспечат дополнительную защиту ЭЦН и его работу в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос».

Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса, заключающийся в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции, отличающийся тем, что под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по формуле:

где ССГ - содержание свободного газа, доли единицы;

Р₂ - давление в скважине по нижнему датчику, атм;

P₁ - давление в скважине по верхнему датчику, атм;

ρ_эм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или

окклюдированным газом при среднем давлении (P₁+Р₂)/2, кг/м³;

ρ_г - плотность свободного газа при среднем давлении (P₁+Р₂)/2, кг/м³;

Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².