RU2460879C2 - Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header - Google Patents
Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header Download PDFInfo
- Publication number
- RU2460879C2 RU2460879C2 RU2010137728/03A RU2010137728A RU2460879C2 RU 2460879 C2 RU2460879 C2 RU 2460879C2 RU 2010137728/03 A RU2010137728/03 A RU 2010137728/03A RU 2010137728 A RU2010137728 A RU 2010137728A RU 2460879 C2 RU2460879 C2 RU 2460879C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- indicator
- reservoir
- aqueous phase
- liquid aqueous
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 71
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 57
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 10
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 135
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 3
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при исследовании промысловых газосборных коллекторов (шлейфов) по определению количества поступающей в них жидкой водной фазы (пластовой воды), выносимой из газовых и газоконденсатных скважин. Информация о количестве жидкой водной фазы, поступающей из пласта в скважины и далее в газосборный коллектор, необходима для оптимизации технологических режимов скважин и газосборного коллектора. В частности, в случаях значительного водопроявления (газовой или газоконденсатной) скважины могут ставиться задачи корректировки показателей разработки продуктивного пласта, введения определенных ограничений дебита скважины по газу, проведения ремонтных водоизоляционных работ и т.п.The invention relates to mining and can be used in the study of field gas collectors (plumes) to determine the amount of incoming liquid aqueous phase (produced water) carried out from gas and gas condensate wells. Information on the amount of liquid aqueous phase coming from the formation into the wells and further into the gas collection reservoir is necessary to optimize the technological regimes of the wells and the gas collection reservoir. In particular, in cases of significant water occurrence (gas or gas condensate) wells, the tasks may be set to correct the development parameters of the productive formation, introduce certain restrictions on the gas flow rate of the well, carry out repair waterproofing works, etc.
Известен способ, при котором осуществляется мониторинг динамических процессов в газовой среде (применительно к подземным хранилищам газа) по наличию индикатора в пробе газа из продуктивных и/или контрольных скважин (см. В.Е.Логинова, В.И.Милованов, В.И.Шамшин, Л.А.Шулькова «Способ определения динамических процессов в газовой среде» А.С. РФ № 256793 С1). Индикатор вводят в газовую среду предварительно в процессе ее подготовки перед размещением на хранение или непосредственно в газовую среду продуктивного пласта в количестве, необходимом для обеспечения концентрации в газовой среде метанола или этанола не менее 0,0001 г/м3, гликолей не менее 0,0002 г/м3. При этом в первом случае отбор проб осуществляется из пористых пластов, расположенных под хранилищем в пределах его площади, во втором из скважин, расположенных в зоне потенциальной утечки газовой среды. Данный способ характеризуется сложностью процесса его реализации, поскольку требует специального закачивания индикатора-метанола по отдельному газопроводу в исследуемые скважины в потоке газа, предварительно нагретом до температуры, при которой метанол перейдет в парообразное состояние.There is a method in which dynamic processes in a gas environment are monitored (in relation to underground gas storages) by the presence of an indicator in a gas sample from productive and / or control wells (see V.E. Loginova, V.I. Milovanov, V.I. .Shamshin, L.A. Shulkova "Method for the determination of dynamic processes in a gaseous medium" by AS RF No. 256793 C1). The indicator is introduced into the gaseous medium in the course of its preparation before being deposited or directly into the gaseous medium of the reservoir in an amount necessary to ensure that the concentration of methanol or ethanol in the gaseous medium is not less than 0.0001 g / m 3 , glycols not less than 0.0002 g / m 3 . In this case, in the first case, sampling is carried out from porous formations located under the storage within its area, in the second of the wells located in the zone of potential leakage of the gaseous medium. This method is characterized by the complexity of the process of its implementation, since it requires special injection of the methanol indicator through a separate gas pipeline into the wells under study in a gas stream that has previously been heated to a temperature at which methanol will become a vapor state.
Для нефтяных скважин известны различные способы определения жидкой водной фазы в нефтяной продукции, в частности, с использованием многофазных расходомеров (см., например, В.Г.Белов и др. «Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера», Патент РФ 2330269, заявка 16.01.2007, опубл. 27.07.2008, Бюл. №21). Подход с использованием многофазных расходомеров, установленных на газовых и газоконденсатных скважинах, дает заметные погрешности из-за небольшого удельного расхода водной фазы (на 1000 м3 газа, приведенного к стандартным условиям) по сравнению с дебитом скважины по газу, а также из-за наличия значительных флуктуаций (пульсаций) удельного количества жидкой водной фазы во времени. Кроме того, для получения приемлемой точности такие расходомеры необходимо калибровать (корректировать) по известным расходам газа и водной фазы непосредственно в промысловых условиях, что предполагает наличие независимого способа измерения содержания жидкой водной фазы в скважине (и коллекторе).For oil wells, various methods are known for determining the liquid aqueous phase in oil products, in particular, using multiphase flow meters (see, for example, V.G. Belov et al. “A method for determining the water content in a liquid produced from an oil well using gamma densitometer ", RF Patent 2330269, application January 16, 2007, published July 27, 2008, Bull. No. 21). The approach using multiphase flow meters installed in gas and gas condensate wells gives noticeable errors due to the small specific flow rate of the aqueous phase (per 1000 m 3 of gas reduced to standard conditions) compared to the gas production rate, as well as due to the presence of significant fluctuations (pulsations) of the specific amount of the liquid aqueous phase in time. In addition, in order to obtain acceptable accuracy, such flowmeters must be calibrated (adjusted) using known gas and water phase flow rates directly in the field, which implies the existence of an independent method for measuring the liquid water phase content in the well (and reservoir).
Известен способ определения количества жидкой водной фазы (пластовой воды), выносимой скважиной с помощью передвижных установок «Надым-1,2», используемый при проведении газогидродинамических исследований скважин газовых месторождений и подземных хранилищ газа (см. А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - с.499-503). Способ основан на сепарации мехпримесей и жидкости из газожидкостного потока, проходящего через установку, и последующем замере отсепарированного объема жидкости. Недостатком способа является трудоемкость монтажа и проведения замеров, а также быстрое засорение фторопластового фильтра песчаной фракцией на скважинах с пескопроявлениями.A known method for determining the amount of liquid aqueous phase (produced water) carried out by a well using mobile units "Nadym-1,2", used when conducting gas-hydrodynamic studies of wells in gas fields and underground gas storages (see A.I. Gritsenko, Z.S. .Aliyev, O.M. Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov, Guidelines for Well Research. - M.: Nauka, 1995. - p. 399-503). The method is based on the separation of solids and liquids from a gas-liquid stream passing through the installation, and subsequent measurement of the separated volume of the liquid. The disadvantage of this method is the complexity of installation and measurement, as well as the rapid clogging of the fluoroplastic filter with the sand fraction in wells with sand occurrences.
Известен также расчетный способ определения количества жидкой водной фазы (пластовой воды), выносимой скважиной, исходя из данных по минерализации выносимой воды на устье скважины (см. Л.С.Чугунов, В.А.Хилько, А.И.Березняков, Б.В.Дегтярев «Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды», Патент РФ 2128280; заявка 24.03.97; опубл. 27.03.99, Бюл. №9). Недостатком способа является необходимость в информации о минерализации воды, находящейся непосредственно в продуктивном пласте, причем эти данные получают косвенными методами с довольно большой погрешностью, составляющей как минимум 20-25% (в частности, это связано с тем, что минерализация пластовой подошвенной воды изменяется по площади пласта в широких пределах). Аналогичный способ определения удельного и общего количества жидкой водной фазы в добываемом природном газе основан на анализе в пробе воды микроэлементов иода и брома (см. В.И.Кононов и др. «Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе», Патент РФ 2307248 Б, заявка 10.03.2006; опубл. 17.09.2007, Бюл. №27). В этом способе требуется достоверная информации о распределении микроэлементов в подошвенной воде по месторождению, что является недостатком способа, т.к. информация о распределении микроэлементов в подошвенной воде по площади пласта еще менее точно известна, чем ее минерализация.There is also a calculation method for determining the amount of liquid aqueous phase (produced water) carried out by a well based on data on mineralization of carried out water at the wellhead (see L.S. Chugunov, V.A. Khilko, A.I. Bereznyakov, B. V. Degtyarev “Diagnostic method according to the chemical analysis of water discharged from gas wells”, RF Patent 2128280; application 24.03.97; publ. 03.03.99, Bull. No. 9). The disadvantage of this method is the need for information on the mineralization of water located directly in the reservoir, and these data are obtained by indirect methods with a rather large error of at least 20-25% (in particular, this is due to the fact that the mineralization of the formation bottom water varies according to reservoir area over a wide range). A similar method for determining the specific and total amount of the liquid aqueous phase in the produced natural gas is based on the analysis of the trace elements iodine and bromine in the water sample (see V.I. Kononov et al. “Method for determining the specific and total amount of liquid water in the produced natural gas”, RF patent 2307248 B, application 03/10/2006; publ. September 17, 2007, Bull. No. 27). This method requires reliable information about the distribution of trace elements in plantar water in the field, which is a disadvantage of the method, because information on the distribution of trace elements in bottom water over the reservoir area is even less accurately known than its mineralization.
Наиболее близким к заявленному является способ, основанный на закачке на забой скважины определенного объема (массы) в единицу времени водного раствора метанола известной плотности, замере плотности водометанольного раствора в пробе на устье скважины, расчете концентрации метанола в ней исходя из плотности пробы и расчете из полученных данных расходного количества (дебита) воды в исследуемой скважине (см. Н.П.Хорошун, В.Н.Жильцова, П.В.Пицин «Определение дебита воды расчетным способом», Газовая промышленность, №4, 1990, с.44-45). Таким образом, в этом способе метанол используется как индикатор, а не как ингибитор гидратообразования.Closest to the claimed one is a method based on the injection of a certain volume (mass) per well of a known density of methanol into a well bottom, measuring the density of a water-methanol solution in a sample at the wellhead, calculating the methanol concentration in it based on the density of the sample and calculating from the obtained data on the consumption amount (flow rate) of water in the studied well (see N.P. Khoroshun, V.N. Zhiltsova, P.V. Pitsin "Determining the water flow rate by the calculation method", Gas industry, No. 4, 1990, p. 44- 45). Thus, in this method, methanol is used as an indicator, and not as an inhibitor of hydrate formation.
Недостатком данного способа является отбор проб непосредственно на устье скважины. Газовые и газоконденсатные скважины, как известно, работают в пульсирующем режиме по выносимой газом жидкой водной фазе. Следовательно, получение представительной пробы водной фазы на устье скважины становится затруднительным (т.к. от пробы к пробе изменяется содержание в них индикатора-метанола). Другим недостатком данного способа является наличие заметной погрешности определения концентрации ингибитора в водометанольном растворе по его плотности (если концентрация метанола в отбираемой со скважины пробе водной фазы находится в диапазоне 0…20 мас.%), поскольку для расчета концентрации раствора требуется высокая точность определения плотности. При определениях в промысловых условиях может вноситься дополнительная неконтролируемая погрешность, связанная с наличием остаточной газонасыщенности раствора (эмульсии микропузырьков газа в водометанольном растворе, причем, как показали наши промысловые эксперименты, эмульсия сохраняется достаточно длительное время - десятки минут из-за ее стабилизации технологическими примесями).The disadvantage of this method is the sampling directly at the wellhead. Gas and gas condensate wells, as is known, operate in a pulsating mode along the liquid aqueous phase carried out by the gas. Therefore, obtaining a representative sample of the aqueous phase at the wellhead becomes difficult (since the content of the indicator-methanol in them varies from sample to sample). Another disadvantage of this method is the presence of a noticeable error in determining the concentration of an inhibitor in a water-methanol solution by its density (if the concentration of methanol in the sample of the aqueous phase taken from the well is in the range 0 ... 20 wt.%), Since a high accuracy in determining the density is required to calculate the concentration of the solution. When determining in field conditions, an additional uncontrolled error may be introduced due to the presence of residual gas saturation of the solution (emulsion of microbubbles of gas in a water-methanol solution, and, as our field experiments have shown, the emulsion remains for a fairly long time - tens of minutes due to its stabilization by technological impurities).
Кроме этого недостатком данного способа является отсутствие учета растворимости летучего индикатора в газе, тогда как большая часть (до 60-80%) закачиваемого в скважину метанола переходит именно в газовую фазу из-за высокой летучести метанола. Отсутствие в данном способе учета растворимости метанола в газовой фазе резко завышает, в несколько раз, получаемое расчетное значение удельного количества пластовой воды по сравнению с фактическим, что может привести к некорректным заключениям относительно оптимизации работы скважины (куста скважин). Не учитывается в данном способе и конденсация воды из природного газа при его движении по стволу скважины из-за понижения его температуры.In addition, the disadvantage of this method is the lack of accounting for the solubility of the volatile indicator in gas, while the majority (up to 60-80%) of methanol injected into the well passes into the gas phase due to the high volatility of methanol. The absence in this method of taking into account the solubility of methanol in the gas phase sharply overestimates, by several times, the calculated value of the specific amount of produced water compared with the actual value, which can lead to incorrect conclusions regarding the optimization of the well (well cluster). Not taken into account in this method is the condensation of water from natural gas as it moves along the wellbore due to a decrease in its temperature.
Таким образом, получаемая информация по удельному количеству пластовой (подошвенной) воды в рамках рассматриваемого способа содержит существенные систематические и случайные погрешности, т.е. является не вполне достоверной.Thus, the information obtained on the specific amount of formation (bottom) water within the framework of the method under consideration contains significant systematic and random errors, i.e. is not entirely reliable.
Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности и точности определения удельного количества жидкой водной фазы, поступающей из пласта в скважины и далее в промысловый газосборный коллектор. Поставленная цель достигается тем, что в способе определения количества жидкой водной фазы, поступающей из пласта в скважину (либо куст скважин) и затем в газосборный коллектор (промысловый трубопровод), на начальный участок коллектора (т.е. на устье скважины или на куста скважин) в течение определенного времени закачивается дозированное количество индикатора - водорастворимого реагента заданной концентрации, отбираются пробы жидкой водной фазы в конце коллектора, определяется концентрация индикатора в этих пробах (например, хроматографическим методом), фиксируется достижение установившегося режима течения (когда концентрация индикатора в анализируемых пробах перестает изменяться), составляются соотношения материального баланса по воде и по индикатору, из соотношений материального баланса с использованием данных по термогидродинамическому режиму коллектора рассчитывается удельное количество поступающей в коллектор жидкой водной фазы. Далее проводится расчет количества жидкой водной фазы, поступающей из пласта (по имеющимся термобарическим режимам продуктивной залежи). При составлении материального баланса учитываются следующие факторы: конденсация влаги из газовой фазы при движении многофазной продукции в системе «пласт - скважина (куст скважин) - коллектор», растворимость индикатора в газе и в углеводородном конденсате (при наличии в продукции скважин углеводородного конденсата).The aim of the invention is to increase the reliability and accuracy of determining the specific amount of the liquid aqueous phase coming from the formation into the wells and then into the field gas collector. This goal is achieved by the fact that in the method of determining the amount of liquid aqueous phase coming from the formation into the well (or wellbore) and then into the gas collector (field pipe), to the initial section of the reservoir (i.e., at the wellhead or in the wellbore ) during a certain time, a metered amount of an indicator is pumped - a water-soluble reagent of a given concentration, samples of the liquid aqueous phase are taken at the end of the collector, the indicator concentration in these samples is determined (for example, chromatograph by the physical method), the achievement of a steady flow regime is recorded (when the concentration of the indicator in the analyzed samples ceases to change), the ratios of the material balance for water and the indicator are compiled, from the ratios of the material balance using the data on the thermo-hydrodynamic mode of the reservoir, the specific amount of the liquid aqueous phase entering the reservoir is calculated . Next, the amount of the liquid aqueous phase coming from the reservoir is calculated (according to the available thermobaric regimes of the productive reservoir). When compiling the material balance, the following factors are taken into account: moisture condensation from the gas phase during the movement of multiphase products in the "reservoir - well (well cluster) - collector" system, the solubility of the indicator in gas and in hydrocarbon condensate (if there is hydrocarbon condensate in the production of wells).
В качестве индикатора могут использоваться различные водорастворимые вещества, например, ингибиторы гидратообразования (метанол и гликоли, а также новые классы низкодозируемых ингибиторов гидратообразования, например, кинетических ингибиторов). Кроме того, в качестве индикатора могут использоваться и концентрированные водные растворы солей (например, хлорида кальция или магния).As an indicator, various water-soluble substances can be used, for example, hydrate formation inhibitors (methanol and glycols, as well as new classes of low-dose hydrate formation inhibitors, for example, kinetic inhibitors). In addition, concentrated aqueous solutions of salts (e.g., calcium or magnesium chloride) can also be used as an indicator.
Отбор проб проводится не на устье скважины, а в конце коллектора, при штатной работе которого гидродинамические пульсации расхода водной фазы в многофазном потоке скважин сглаживаются (усредняются) в самом коллекторе, что позволяет получать более достоверные данные при отборе проб в конце коллектора.Sampling is carried out not at the wellhead, but at the end of the reservoir, during normal operation of which the hydrodynamic pulsations of the flow rate of the aqueous phase in the multiphase flow of wells are smoothed (averaged) in the reservoir itself, which allows more reliable data to be obtained when sampling at the end of the reservoir.
Для повышения точности предлагаемого способа одновременно с отбором проб жидкой водной фазы в конце коллектора проводится отбор проб газовой фазы с последующим определением ее состава на хроматографе. Тем самым экспериментально устанавливается растворимость используемого индикатора в газовой фазе для конкретных параметров работы газосборного коллектора (т.е. вместо расчетной оценки величины растворимости индикатора в газовой фазе используются непосредственно экспериментальные данные).To improve the accuracy of the proposed method, simultaneously with sampling the liquid aqueous phase at the end of the collector, sampling of the gas phase is carried out with the subsequent determination of its composition on a chromatograph. Thus, the solubility of the indicator used in the gas phase is experimentally established for specific parameters of the gas collector (i.e., instead of a calculated estimate of the solubility of the indicator in the gas phase, the experimental data are directly used).
Другой вариант повышения точности способа состоит в том, что промысловые исследования проводятся на двух и более различающихся режимах удельной подачи индикатора. При этом для анализа отбираются только пробы жидкой водной фазы. Получаемая дополнительная информация позволяет исключить из соотношений материального баланса величины, относящиеся к равновесной растворимости чистого индикатора в газовой фазе, тем самым, уточнить расчетную процедуру (поскольку термодинамические данные по растворимости конденсированной фазы индикатора в природном газе не всегда известны с необходимой степенью точности).Another option to improve the accuracy of the method is that field research is carried out on two or more different modes of specific indicator feed. In this case, only samples of the liquid aqueous phase are taken for analysis. The additional information obtained allows us to exclude from the material balance relations the values related to the equilibrium solubility of the pure indicator in the gas phase, thereby clarifying the calculation procedure (since the thermodynamic data on the solubility of the condensed indicator phase in natural gas are not always known with the necessary degree of accuracy).
Для северных условий важным преимуществом предлагаемого способа является возможность закачки индикатора на устье скважины (или куст скважин) по существующим метанолопроводам (предназначенным для ввода ингибитора гидратообразования - метанола непосредственно с установки промысловой подготовки газа). В частности, для установок подготовки газа сеноманских залежей месторождений Западной Сибири РФ по указанным метанолопроводам технологически легко осуществлять и регулировать процесс закачки водных растворов метанола, или гликоля, или концентрированные растворы солей, например, хлорида кальция или магния), либо кинетические ингибиторы (водорастворимые полимеры с низкой молекулярной массой) заданной концентрации. При этом минимальный удельный расход индикатора должен быть выше некоторой минимальной величины, которая задается из условия обеспечения безгидратного режима работы газопромыслового коллектора.For northern conditions, an important advantage of the proposed method is the ability to download the indicator at the wellhead (or wellbore) through existing methanol pipelines (intended for introducing a hydrate inhibitor - methanol directly from the field gas treatment unit). In particular, for gas treatment plants of the Cenomanian deposits of fields in Western Siberia, it is technologically easy to carry out and control the process of pumping aqueous solutions of methanol or glycol, or concentrated solutions of salts, for example, calcium or magnesium chloride), or kinetic inhibitors (water-soluble polymers with low molecular weight) of a given concentration. In this case, the minimum specific consumption of the indicator should be higher than a certain minimum value, which is set from the condition for ensuring a non-hydrate operation mode of the gas production reservoir.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Одиночная (газовая или газоконденсатная) скважина либо куст (кластер) скважин, пробуренные на определенный эксплуатационный объект: газовую или газоконденсатную залежь. Текущие пластовые давление и температура в залежи Pplast и Tplast соответственно. Скважина либо куст из нескольких скважин соединены промысловым коллектором с установкой промысловой подготовки газа (УКПГ - установкой комплексной подготовки газа). На забой скважин может поступать пластовая (подошвенная) вода, кроме того, в пластовом природном газе содержатся пары воды, которые находятся в равновесии с остаточной водой, находящейся в поровом пространстве продуктивного пласта. По мере движения газа по системе пласт - скважина - промысловый газосборный коллектор снижается температура газа, поэтому пары влаги частично конденсируются (т.е. переходят в жидкую фазу). Эта часть воды называется конденсационной, и ее удельное количество с достаточной точностью (с погрешностью не более нескольких процентов) рассчитывается по известным в литературе термодинамическим зависимостям и номограммам из данных о текущих термобарических параметрах газа в пласте и в промысловом коллекторе. В то же время количество жидкой («капельной») влаги, поступающей в скважины непосредственно из пласта (т.е. пластовой «подошвенной» воды), может изменяться в широких пределах и зависит от различных факторов: дебитов скважин, качества цементирования эксплуатационных колонн, подтягивания воды нижележащего горизонта - конусообразования и пр. Определение удельного количества поступающей в газосборный коллектор жидкой водной фазы в зависимости от условий работы скважин и является задачей предлагаемого изобретения.A single (gas or gas condensate) well or cluster (cluster) of wells drilled at a specific production facility: a gas or gas condensate reservoir. Current reservoir pressure and temperature in the P plast and T plast deposits, respectively. A well or a cluster of several wells is connected by a field reservoir to a field gas treatment unit (UKPG - a complex gas treatment unit). Formation (bottom) water may enter the bottom of the wells, in addition, water vapor is contained in the natural gas, which are in equilibrium with the residual water located in the pore space of the reservoir. As the gas moves through the reservoir - well - gas gathering system, the gas temperature decreases, so moisture vapor partially condenses (i.e., passes into the liquid phase). This part of the water is called condensation, and its specific amount with sufficient accuracy (with an error of not more than a few percent) is calculated from the thermodynamic dependences and nomograms known in the literature from data on the current thermobaric parameters of the gas in the reservoir and in the reservoir. At the same time, the amount of liquid (“drop”) moisture entering the wells directly from the formation (ie, the formation bottom water) can vary within wide limits and depends on various factors: well production rates, cementing quality of production casing, pulling down the water of the underlying horizon — cone formation, etc. Determining the specific amount of the liquid aqueous phase entering the gas collector depending on the operating conditions of the wells is the object of the present invention.
Предлагаемый способ позволяет определить удельное количество жидкой водной фазы, поступающей со скважины (куста скважин) на начальный участок коллектора.The proposed method allows to determine the specific amount of liquid aqueous phase coming from the well (wellbore) to the initial section of the reservoir.
На фиг.1 показана схема подачи индикатора на начальный участок газопромыслового коллектора. На начальный участок газосборного коллектора 2 подается концентрированный водный раствор индикатора в точке 7 с известным (заданным) удельным расходом Gind, известной концентрацией Xind (мас.%). Применительно к северным газовым и газоконденсатным месторождениям в качестве индикаторов, в частности, могут использоваться ингибиторы гидратообразования (метанол, или гликоли, или концентрированные растворы солей, например, хлорида кальция или магния), либо кинетические ингибиторы (водорастворимые полимеры с низкой молекулярной массой), подаваемые насосом 5 из емкости с раствором индикатора 4 на устье скважины 1 по специальным трубопроводам малого диаметра 3 (располагающимся вдоль промыслового газосборного коллектора). Минимальный удельный расход индикатора задают из условия обеспечения безгидратного режима работы газосборного коллектора. В конце промыслового коллектора, перед входом на установку комплексной подготовки газа 6 отбираются пробы смеси жидкой водной фазы и индикатора в точке 8 и определяются в них концентрации индикатора Х2. Одновременно с отбором проб смеси жидкой водной фазы и индикатора в точке 8 отбираются пробы газа и углеводородного конденсата (для случая применения данного способа на газоконденсатных скважинах), определяются в них концентрации индикатора Q2 и q2 соответсвенно хроматографическим способом.Figure 1 shows the flow diagram of the indicator at the initial section of the gas reservoir. A concentrated indicator aqueous solution at point 7 with a known (predetermined) specific flow rate G ind , known concentration X ind (wt.%) Is supplied to the initial section of the gas collection manifold 2. In the case of northern gas and gas condensate fields, in particular, hydrate inhibitors (methanol, or glycols, or concentrated solutions of salts, for example calcium or magnesium chloride), or kinetic inhibitors (water-soluble polymers with low molecular weight) can be used pump 5 from a container with a solution of indicator 4 at the wellhead 1 through special pipelines of small diameter 3 (located along the field gas-collecting manifold). The minimum specific consumption of the indicator is set from the conditions for ensuring a non-hydrate mode of operation of the gas collector. At the end of the reservoir, before entering the complex gas treatment unit 6, samples of the mixture of the liquid aqueous phase and indicator at point 8 are taken and the concentrations of indicator X 2 are determined in them. Simultaneously with sampling a mixture of a liquid aqueous phase and an indicator at point 8, samples of gas and hydrocarbon condensate are taken (for the case of applying this method to gas condensate wells), the concentrations of indicator Q 2 and q 2 are determined in them, respectively, by chromatographic method.
Ориентировочное время начала цикла отбора проб жидкости (отсчитываемого от начала закачки дозированного количества индикатора) определяется по определяемой оценочно по средней скорости движения жидкости в коллекторе и его длине. Т.е. жидкая водная фаза (с наличием в ней индикатора) должна пройти путь от начала до конца коллектора, и только после этого следует начинать отборы проб и определения концентрации индикатора. Время окончания цикла отбора проб находится из условия, когда концентрация индикатора практически перестает изменяться. По промысловому опыту рекомендуется отбор 3-5 проб (при заданном режиме закачки индикатора).The approximate time of the beginning of the fluid sampling cycle (measured from the beginning of the injection of the metered amount of the indicator) is determined by the estimated average speed of the fluid in the reservoir and its length. Those. the liquid aqueous phase (with the presence of an indicator in it) should go from the beginning to the end of the collector, and only after this should sampling and determine the concentration of the indicator begin. The end time of the sampling cycle is determined from the condition when the concentration of the indicator practically ceases to change. Based on field experience, 3-5 samples are recommended (for a given indicator injection mode).
Отбор проб смеси жидкой водной фазы и индикатора проводится, например, с помощью газового малогабаритного каплеотделителя. Порядок проведения отбора проб жидкой водной фазы состоит в следующем:Sampling of a mixture of a liquid aqueous phase and an indicator is carried out, for example, using a small gas droplet separator. The procedure for sampling the liquid aqueous phase is as follows:
- каплеотделитель устанавливается на пробоотборном штуцере в конце газосборного коллектора;- a droplet separator is mounted on the sampling nozzle at the end of the gas collector;
- постепенно открывается полностью задвижка, обеспечивая подачу газожидкостной смеси в каплеотделитель;- the valve opens completely completely, providing a gas-liquid mixture to the droplet separator;
- в зависимости от характеристик коллектора предварительно оценивается время накопления t(с) пробы по формуле:- depending on the characteristics of the collector, the accumulation time t (s) of the sample is preliminary estimated by the formula:
где V - объем накапливаемой водной фазы, см3;where V is the volume of the accumulated aqueous phase, cm 3 ;
ggas - расход газа через каплеотделитель, м3/с;g gas - gas flow through the droplet separator, m 3 / s;
G2 - удельное содержание в газе капельной водной фазы (сугубо предварительное, ориентировочное значение, известное, например, по предыдущим исследованиям), кг/ 1000 м3;G 2 - specific gas content of the droplet aqueous phase (purely preliminary, approximate value, known, for example, from previous studies), kg / 1000 m 3 ;
η - коэффициент эффективности накопления пробы, варьирующийся в диапазоне 0,3-0,6 (зависит от используемого пробоотборника и определяется опытным путем);η is the coefficient of efficiency of sample accumulation, varying in the range of 0.3-0.6 (depends on the sampler used and is determined empirically);
- через промежуток времени, равный t, задвижка закрывается, затем открывается пробка каплеотделителя, накопившаяся жидкость сливается в емкость для отбора проб. Если объем жидкости недостаточен, отбор пробы повторяется.- after a period of time equal to t, the valve closes, then the droplet separator tube opens, the accumulated liquid is discharged into the sampling container. If the fluid volume is insufficient, sampling is repeated.
Расчетные соотношения для количества поступающей капельной водной фазы в начало коллектора находятся из соотношений материального баланса по воде и индикатору в начале и конце газосборного коллектора. Получим эти соотношения.The calculated ratios for the amount of the dropping aqueous phase entering the beginning of the collector are found from the ratios of the material water balance and the indicator at the beginning and end of the gas collector. We obtain these relations.
Удельное количество поступающей со скважин в начало газосборного коллектора жидкой водной фазы обозначим через G1, кг/1000 м3, приведенные к 1000 стандартных м3 газа в коллекторе (т.е. пересчитанные к принятым в газовой промышленности условиям: 20°С и 0,1 МПа). Далее концентрацию подаваемого индикатора обозначим Xind (мас.%), а его удельный расход через Gind (кг/1000 м3 газа). Так, при использовании в качестве индикатора поставляемого на промыслы концентрированного метанола величина Xind обычно варьируется в диапазоне 95-98 мас.%. Удельное количество жидкой водной фазы (т.е. водного раствора индикатора) в конце коллектора обозначим через G2 (кг/1000 м3), а концентрацию индикатора - Х2 (мас.%). Величина Q2, кг/1000 м3, обозначает равновесное удельное содержание индикатора в газовой фазе в конце газосборного коллектора. Равновесные влагосодержания газа обозначим W1 и W2 (кг/1000 м3) в начале и конце коллектора соответственно.The specific amount of liquid water phase coming from the wells to the beginning of the gas-collector collector is denoted by G 1 , kg / 1000 m 3 , reduced to 1000 standard m 3 of gas in the collector (i.e. recalculated to the conditions accepted in the gas industry: 20 ° С and 0 , 1 MPa). Next, we denote the concentration of the supplied indicator by X ind (wt.%), And its specific consumption through G ind (kg / 1000 m 3 of gas). So, when using concentrated methanol as an indicator supplied to the fishery, the value of X ind usually varies in the range of 95-98 wt.%. The specific amount of the liquid aqueous phase (i.e., the aqueous solution of the indicator) at the end of the collector is denoted by G 2 (kg / 1000 m 3 ), and the concentration of the indicator is X 2 (wt.%). The value of Q 2 , kg / 1000 m 3 , indicates the equilibrium specific content of the indicator in the gas phase at the end of the gas collector. The equilibrium moisture content of the gas is denoted by W 1 and W 2 (kg / 1000 m 3 ) at the beginning and end of the reservoir, respectively.
Материальный баланс по воде и индикатору в начале коллектора и в конце коллектора составляется при допущении равновесного распределения индикатора и воды по контактирующим фазам (т.е. газовой и жидкой водной фазами) при условии отсутствия стоков и источников внутри газосборного коллектора. Первое допущение касательно термодинамического равновесия в газосборном коллекторе соблюдается практически точно, поскольку коллектор является достаточно протяженным (от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров), а время прохождения по коллектору пластовой смеси составляет как минимум десятки минут. Второе допущение (об отсутствии стоков и источников внутри коллектора) соответствует установившемуся гидравлическому режиму в нем (по распределению концентрации индикатора в жидкой водной фазе вдоль коллектора). Достижение этого режима определяется опытным путем из условия практического постоянства измеряемой концентрации индикатора (в жидкой водной фазе) в конце коллектора.The material balance for water and the indicator at the beginning of the collector and at the end of the collector is compiled under the assumption of an equilibrium distribution of the indicator and water over the contacting phases (i.e., the gas and liquid water phases), provided that there are no drains and sources inside the gas collector. The first assumption regarding thermodynamic equilibrium in the gas reservoir is almost exactly observed, since the reservoir is quite long (from several hundred meters to several tens of kilometers), and the passage time through the reservoir of the reservoir mixture is at least tens of minutes. The second assumption (about the lack of effluents and sources inside the reservoir) corresponds to the established hydraulic regime in it (according to the distribution of the indicator concentration in the liquid aqueous phase along the reservoir). The achievement of this mode is determined empirically from the condition of practical constancy of the measured concentration of the indicator (in the liquid aqueous phase) at the end of the reservoir.
Материальный баланс по жидкой водной фазе в начале и конце газосборного коллектора (отнесенный к 1000 м3 газа):The material balance of the liquid aqueous phase at the beginning and end of the gas collector (referred to 1000 m 3 of gas):
Материальный баланс по индикатору (отнесенный к 1000 м3 газа):Material balance by indicator (referred to 1000 m 3 of gas):
Общий баланс по жидкой водной фазе (складываем уравнения (1) и (2)The overall balance in the liquid aqueous phase (add equations (1) and (2)
В системе уравнений (2) и (3) два неизвестных G1 и G2, тогда как удельный расход индикатора Gind, его концентрация в жидкой водной фазе в конце газосборного коллектора Х2, а также величина Xind содержания индикатора в его водном растворе являются известными (по условиям промыслового исследования, см. выше).In the system of equations (2) and (3) there are two unknowns G 1 and G 2 , while the specific consumption of the indicator G ind , its concentration in the liquid aqueous phase at the end of the gas collector X 2 , as well as the value X ind of the indicator content in its aqueous solution are known (according to the conditions of a field study, see above).
Решая систему уравнений (2) и (3) относительно G, и G2, получим:Solving the system of equations (2) and (3) with respect to G, and G2, we obtain:
Следует отметить, что в соотношениях (4) и (5) по условиям промысловых исследований Х2≠0. В частном случае при использовании нелетучего (практически нерастворимого в газовой фазе) индикатора соотношения упрощаются, т.к. тогда можно принять Q2=0.It should be noted that in relations (4) and (5), according to the conditions of field studies, X 2 ≠ 0. In a particular case, when using a non-volatile (practically insoluble in the gas phase) indicator, the ratios are simplified, because then we can take Q 2 = 0.
Соотношение (4) является основным в предлагаемом способе, т.к. по нему определяется удельное количество жидкой водной фазы G1, поступающей в газосборный коллектор из скважин, исходя из: заданного удельного расхода индикатора Gind, концентрации индикатора в жидкой водной фазе в конце коллектора Х2 (получаемой из хроматографического анализа проб), а также содержания паров индикатора Q2, растворенного в газовой фазе. Последняя величина Q2 зависит от величины Х2 и от термобарических параметров газового потока в конце газосборного коллектора и определяется экспериментально из анализа проб газа, отбираемых одновременно с пробами жидкой водной фазы в конце коллектора (в основном варианте способа), либо расчетным путем, исходя из имеющихся термодинамических данных по растворимости индикатора в газе при равновесии водного раствора индикатора с газовой фазой. Например, такие данные с достаточной для промысловой практики точностью имеются для водного раствора метанола (см. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа северных месторождений России. М., Недра, 1999, 476 с.). В то же время при использовании нелетучих индикаторов (водные растворы солей) величина Q2=0.The ratio (4) is the main in the proposed method, because it determines the specific amount of the liquid aqueous phase G 1 entering the gas collector from the wells, based on: a given specific consumption of the indicator G ind , the indicator concentration in the liquid aqueous phase at the end of the reservoir X 2 (obtained from chromatographic analysis of the samples), as well as the content vapor indicator Q 2 dissolved in the gas phase. The last value of Q 2 depends on the value of X 2 and on the thermobaric parameters of the gas stream at the end of the gas collector and is determined experimentally from the analysis of gas samples taken simultaneously with samples of the liquid aqueous phase at the end of the collector (in the main version of the method), or by calculation based on available thermodynamic data on the solubility of the indicator in gas at equilibrium of the aqueous solution of the indicator with the gas phase. For example, such data with sufficient accuracy for field practice is available for an aqueous solution of methanol (see Gritsenko A.I., Istomin V.A., Kulkov A.N., Suleimanov R.S. M., Nedra, 1999, 476 p.). At the same time, when using non-volatile indicators (aqueous solutions of salts), the value of Q 2 = 0.
Если предлагаемый способ используется для газоконденсатных скважин, то следует учитывать, что углеводородный конденсат частично конденсируется из газа при его движении по стволу скважины и газосборному коллектору. При этом используемый индикатор может растворяться в углеводородном конденсате (его удельное содержание в углеводородном конденсате, отнесенное к 1000 м3 газа в конце газосборного коллектора, обозначим через q2, кг/1000 м3). Учет растворимости индикатора в углеводородном конденсате приводит к модификации формулы (4) следующим образом:If the proposed method is used for gas condensate wells, it should be borne in mind that hydrocarbon condensate partially condenses from the gas as it moves along the wellbore and gas collector. In this case, the indicator used can be dissolved in hydrocarbon condensate (its specific content in hydrocarbon condensate, referred to 1000 m 3 of gas at the end of the gas collector, is denoted by q 2 , kg / 1000 m 3 ). Taking into account the solubility of the indicator in a hydrocarbon condensate leads to a modification of formula (4) as follows:
При значениях концентрации индикатора в конце коллектора Х2≤40÷50 мас.% его растворимость в углеводородном конденсате невелика и может быть учтена по имеющимся в литературе приближенным термодинамическим соотношениям. Отметим, что для газовых скважин, а также для скважин с небольшим газоконденсатным фактором (например, для скважин сеноманских залежей месторождений Западной Сибири или для подготавливаемых к разработке залежам месторождений п-ва Ямал - Бованенковского, Харасовэйского и др.) можно принять q2=0.When the indicator concentration at the end of the reservoir X 2 ≤40 ÷ 50 wt.%, Its solubility in the hydrocarbon condensate is small and can be taken into account according to the approximate thermodynamic relations available in the literature. Note that for gas wells, as well as for wells with a small gas condensate factor (for example, for the wells of the Cenomanian deposits of the fields of Western Siberia or for the deposits of the Yamal Peninsula - Bovanenkovsky, Kharasoveysky, etc. being prepared for development), we can take q 2 = 0 .
Определив по предлагаемому способу величину G1 - удельного количества жидкой водной фазы, поступающей со скважин в газосборный коллектор, далее определяем удельное количество пластовой воды G (кг/1000 м3 газа), поступающей из пласта на забой скважин из соотношения баланса влаги:Having determined by the proposed method the value of G 1 - the specific amount of the liquid aqueous phase coming from the wells to the gas collector, then we determine the specific amount of produced water G (kg / 1000 m 3 of gas) coming from the formation to the bottom of the wells from the moisture balance ratio:
где Wplasl, Wx - соответственно удельное количество (на 1000 м3 газа) паров воды в пластовом газе и в газе, поступающем на начальный участок газосборного коллектора (определяются по известным термодинамическим соотношениям из термобарических параметров газового потока). where W plasl , W x are, respectively, the specific amount (per 1000 m 3 of gas) of water vapor in the reservoir gas and in the gas entering the initial section of the gas collection manifold (determined by known thermodynamic relations from the thermobaric parameters of the gas stream).
Отсюда находим G:From here we find G:
Аналогичным образом определяем величину
Определив удельные количества пластовой воды и жидкой водной фазы, поступающей в газопромысловый коллектор, и зная производительность скважины (коллектора), можно определить общее количество поступающей капельной влаги (водной фазы) за единицу времени (час, сутки и др.).Having determined the specific quantities of produced water and the liquid aqueous phase entering the gas reservoir, and knowing the productivity of the well (collector), we can determine the total amount of incoming droplet moisture (aqueous phase) per unit time (hour, day, etc.).
В основном варианте предлагаемого способа помимо отбора проб жидкой водной фазы в конце газосборного коллектора также проводится отбор проб газа. Пробы газа далее анализируются на компонентный состав (хроматографическим методом), и в них определяется молярное содержание индикатора в газе. Это содержание далее пересчитывается на величину Q2 по формуле:In the main embodiment of the proposed method, in addition to sampling the liquid aqueous phase, gas sampling is also carried out at the end of the gas collector. Gas samples are then analyzed for component composition (by chromatographic method), and the molar content of the indicator in the gas is determined in them. This content is further converted to the value of Q 2 according to the formula:
где
ρгаз - плотность газа, кг/м3;ρ gas is the gas density, kg / m 3 ;
Mind - молярная масса индикатора, г/моль;M ind — molar mass of the indicator, g / mol;
Мгаз - молярная масса газа, г/моль.M gas is the molar mass of gas, g / mol.
Пример осуществления предлагаемого способа.An example implementation of the proposed method.
Газосборный коллектор от куста скважин, выбранный в качестве объекта исследований, имеет следующие характеристики:The gas collector from the wellbore selected as the object of research has the following characteristics:
длина и диаметр трубопровода L=6500 м, ⌀325 мм.length and diameter of the pipeline L = 6500 m, ⌀325 mm.
Параметры в начале газосборного коллектора:Parameters at the beginning of the gas collector:
давление Р=1,6 МПа, температура Т=14°С.pressure P = 1.6 MPa, temperature T = 14 ° C.
Параметры в конце газосборного коллектора:Parameters at the end of the gas manifold:
давление P=1,5 МПа, температура Т=10°С, дебит газосборного коллектора 100 тыс. м3/сут.pressure P = 1.5 MPa, temperature T = 10 ° С, gas collection rate of 100 thousand m 3 / day.
Перед проведением отбора проб водометанольной смеси в конце газосборного коллектора в начало газосборного коллектора устанавливалась удельная подача метанола (используемого в качестве индикатора) Gind=2,5 кг/тыс. м3 газа. Концентрация подаваемого индикатора Xind=95 мас.%. Отобранные в ходе эксперимента пробы водометанольного раствора (BMP) были обработаны на хроматографе на наличие в них индикатора - метанола (СН3ОН). Концентрация метанола составила Х2=25,3 мас.%. При этом расчетное равновесное влагосодержание газа в начале коллектора Wx=0,85 кг/тыс. м3 газа (при P1=1,6 МПа и T1=14°C), а влагосодержание газа в конце газосборного коллектора составляет 0,75 кг/тыс. м3 газа без учета наличия метанола (при Р2=1,5 МПа и Т2=10°С), а с учетом метанола в водной фазе несколько меньше, W2≈0,58 кг/тыс. м3. По отобранным пробам газа содержание метанола в газовой фазе в конце коллектора составляло Q2≈1,7 кг/тыс. м3.Before sampling the water-methanol mixture at the end of the gas collector, the specific supply of methanol (used as an indicator) G ind = 2.5 kg / thousand was established at the beginning of the gas collector. m 3 gas. The concentration of the supplied indicator X ind = 95 wt.%. The samples of the water methanol solution (BMP) taken during the experiment were processed on a chromatograph for the presence of an indicator in them - methanol (CH 3 OH). The concentration of methanol was X 2 = 25.3 wt.%. In this case, the estimated equilibrium moisture content of the gas at the beginning of the collector is W x = 0.85 kg / thousand. m 3 of gas (at P 1 = 1.6 MPa and T 1 = 14 ° C), and the moisture content of the gas at the end of the gas collector is 0.75 kg / thousand. m 3 of gas without taking into account the presence of methanol (at P 2 = 1.5 MPa and T 2 = 10 ° C), and taking into account methanol in the aqueous phase is slightly less, W 2 ≈0.58 kg / thousand. m 3 . According to the selected gas samples, the methanol content in the gas phase at the end of the reservoir was Q 2 ≈1.7 kg / thousand. m 3 .
Из этих данных по соотношению (4) получаем количество жидкой водной фазы, поступающей в начало коллектора: G1=1,6 кг/тыс. м3.From these data, using relation (4), we obtain the amount of liquid aqueous phase entering the beginning of the reservoir: G 1 = 1.6 kg / thousand. m 3 .
Вариант уточнения предлагаемого способа состоит в том, что проводят подачу индикатора в начальный участок газосборного коллектора при нескольких расходах, т.е. на двух и более установившихся режимах. Это принципиально позволяет из соотношений материального баланса исключить зависимости растворимости индикатора в газовой фазе. Схема обработки промыслового эксперимента, когда при одном и том же расходе газа задается несколько расходов подаваемого индикатора и получено несколько экспериментальных концентраций индикатора в конце коллектора, состоит в следующем (на примере двух заданных расходов индикатора).An option to clarify the proposed method is that the indicator is supplied to the initial section of the gas collector at several costs, i.e. on two or more established modes. This fundamentally allows us to exclude dependences of the solubility of the indicator in the gas phase from the ratios of the material balance. The processing scheme of a field experiment, when at the same gas flow rate, several flow rates of the supplied indicator are set and several experimental concentrations of the indicator at the end of the collector are obtained, consists of the following (using two given indicator flows as an example).
Сделаем допущение, что растворимость индикатора в газе прямо пропорциональна его концентрации Х2 в водной фазе, т.е. Q2≈k·X2 где k - коэффициент пропорциональности. Это допущение справедливо с достаточной для практики точностью в диапазоне концентраций индикатора Х2≤40-50 мас.% (принципиально можно использовать и более точные термодинамические соотношения через коэффициенты активности компонентов водного раствора индикатора, см., например, книгу - Гриценко А.И., Истомин В.А. Кульков А.Н, Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа северных месторождений России. М., Недра, 1999, 476 с.).We make the assumption that the solubility of the indicator in a gas is directly proportional to its concentration of X 2 in the aqueous phase, i.e. Q 2 ≈k · X 2 where k is the coefficient of proportionality. This assumption is valid with sufficient accuracy for practice in the range of concentrations of the indicator X 2 ≤40-50 wt.% (In principle, more accurate thermodynamic relations can be used through the activity coefficients of the components of the aqueous solution of the indicator, see, for example, the book by A. Gritsenko , Istomin V.A. Kulkov A.N., Suleymanov R.S. Collection and field treatment of gas from the northern deposits of Russia. M., Nedra, 1999, 476 p.).
Тогда соотношение (4) можно записать для каждого расхода индикатора (номер эксперимента обозначается верхним индексом в скобках) следующим образом:Then relation (4) can be written for each indicator consumption (the experiment number is indicated by an upper index in brackets) as follows:
Из системы двух уравнений (11)-(12) можно найти две искомых величины k и G1. Иными словами, это означает нахождение из двух экспериментов (с различным расходом индикатора) удельного расхода поступающей в коллектор жидкой водной фазы G1 без явного использования информации о растворимости индикатора в газовой фазе.From the system of two equations (11) - (12), one can find the two unknown quantities k and G 1 . In other words, this means finding from two experiments (with different indicator consumption) the specific consumption of the liquid aqueous phase G 1 entering the collector without explicitly using information about the solubility of the indicator in the gas phase.
Claims (3)
где G1 - удельное количество поступающей в коллектор жидкой водной фазы, кг/1000 м3 газа (приведенного к стандартным условиям: 20°С и 0,1 МПа);
G - удельное количество поступающей из пласта в скважину пластовой воды, кг/1000 м3 газа;
Wplast, W1, W2 - равновесные влагосодержания соответственно пластового газа, газа в начале и конце коллектора, кг/1000 м3 газа;
Gind - удельный расход подаваемого индикатора, кг/1000 м3 газа;
Xind - концентрация подаваемого индикатора, мас.%;
Х2 - концентрация индикатора в пробе жидкой водной фазы в конце коллектора, мас.%;
Q2 - равновесное содержание индикатора в газовой фазе в конце коллектора, кг/1000 м3;
q2 - равновесное содержание индикатора в нестабильном углеводородном конденсате в конце коллектора, кг/1000 м3 газа.1. A method for determining the amount of a liquid aqueous phase coming from gas or gas condensate wells into a field gas collection manifold based on the injection of a water-soluble reagent-indicator of a given concentration into the initial section of the gas collection manifold, sampling a mixture of a liquid aqueous phase and an indicator at the end of the reservoir, and determining an indicator concentration in it and the calculation of the specific costs of the liquid aqueous phase entering the gas collector from the reservoir into the well, characterized in that at the same time as sampling with If the liquid aqueous phase and the indicator at the end of the collector are sampled in the steady state gas phase and the indicator content is determined in them, the solubility of the indicator in gas, in the liquid aqueous phase and in hydrocarbon condensate is taken into account, and the calculation of the specific flow rate of the liquid aqueous phase entering to the reservoir and from the reservoir to the well, carried out by the expressions:
where G 1 is the specific amount of the liquid aqueous phase entering the collector, kg / 1000 m 3 of gas (reduced to standard conditions: 20 ° C and 0.1 MPa);
G is the specific amount of produced water coming from the formation into the well, kg / 1000 m 3 of gas;
W plast , W 1 , W 2 - equilibrium moisture content, respectively, of the reservoir gas, gas at the beginning and end of the reservoir, kg / 1000 m 3 of gas;
G ind - specific consumption of the supplied indicator, kg / 1000 m 3 gas;
X ind is the concentration of the supplied indicator, wt.%;
X 2 is the concentration of the indicator in the sample of the liquid aqueous phase at the end of the collector, wt.%;
Q 2 - the equilibrium content of the indicator in the gas phase at the end of the collector, kg / 1000 m 3 ;
q 2 - the equilibrium content of the indicator in an unstable hydrocarbon condensate at the end of the reservoir, kg / 1000 m 3 of gas.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010137728/03A RU2460879C2 (en) | 2010-09-09 | 2010-09-09 | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010137728/03A RU2460879C2 (en) | 2010-09-09 | 2010-09-09 | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010137728A RU2010137728A (en) | 2012-03-20 |
| RU2460879C2 true RU2460879C2 (en) | 2012-09-10 |
Family
ID=46029757
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010137728/03A RU2460879C2 (en) | 2010-09-09 | 2010-09-09 | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2460879C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2577865C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
| RU2679773C1 (en) * | 2018-01-10 | 2019-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method of accounting of gas flows on man-made fluid-conducting channels between two gas-condensate formations |
| RU2681144C1 (en) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for control over gas deposit development |
| RU2683336C1 (en) * | 2018-03-29 | 2019-03-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method |
| RU2761000C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
| RU2829820C1 (en) * | 2023-09-11 | 2024-11-06 | Акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Method for diagnostics of associated water of production wells of gas and gas condensate deposits based on results of chemical analysis |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2128280C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
| RU2256155C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-10 | ООО "НПЦ Подземгидроминерал" | Method of measuring output of water and vapor-water mixtures of geothermal wells |
| EP1277051B1 (en) * | 2000-04-26 | 2006-08-23 | ResMan AS | Reservoir monitoring |
-
2010
- 2010-09-09 RU RU2010137728/03A patent/RU2460879C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2128280C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
| EP1277051B1 (en) * | 2000-04-26 | 2006-08-23 | ResMan AS | Reservoir monitoring |
| RU2256155C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-10 | ООО "НПЦ Подземгидроминерал" | Method of measuring output of water and vapor-water mixtures of geothermal wells |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Ланчаков Г.А. и др. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: Недра, 2000, с.199-223. * |
| ХОРОШУН Н.П. Определение дебита воды расчетным способом. "Газовая промышленность", №4. - М.: Недра, 1990, с.44-45. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2577865C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
| RU2679773C1 (en) * | 2018-01-10 | 2019-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method of accounting of gas flows on man-made fluid-conducting channels between two gas-condensate formations |
| RU2681144C1 (en) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for control over gas deposit development |
| RU2683336C1 (en) * | 2018-03-29 | 2019-03-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method |
| RU2761000C1 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
| RU2761000C9 (en) * | 2020-10-02 | 2021-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
| RU2829820C1 (en) * | 2023-09-11 | 2024-11-06 | Акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Method for diagnostics of associated water of production wells of gas and gas condensate deposits based on results of chemical analysis |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010137728A (en) | 2012-03-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2555984C2 (en) | Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig | |
| RU2460879C2 (en) | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header | |
| US20100145634A1 (en) | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
| RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
| CN103233730A (en) | Experimental measurement method for resistivity of mixed stratum water in rock core displacement process | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| US7469597B2 (en) | Tracer measurement in multiphase pipelines | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
| RU2468203C1 (en) | Simulation method of formation-fluid system of developed deposit | |
| BR112018009533B1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR DETERMINING THE REAL-TIME EFFICIENCY OF GAS EXTRACTION FROM SURFACE DRILLING FLUID | |
| RU2593287C1 (en) | Method of step-by-step adjustment of gas production | |
| CN109752507A (en) | A kind of oil and gas water metering device for core flooding experiment | |
| CN117556165A (en) | Bottom hole flow pressure calculation method and device, storage medium and electronic equipment | |
| CN211777377U (en) | Accurate metering device for oil field well head liquid production amount and oil production amount | |
| RU2307248C1 (en) | Method to determine specific and total liquid water content in produced natural gas | |
| RU2366803C1 (en) | Method of operation of gas-condensate deposit | |
| RU2245444C2 (en) | Method for recording oil flow | |
| RU2566160C1 (en) | Water loss control method for circulating fluid | |
| RU2548460C1 (en) | Control method for production and actions system at wells cluster | |
| RU2502052C1 (en) | Method to detect volume of separated associated oil gas | |
| RU2542030C1 (en) | Method of regulating well operation in regard to initial water separation | |
| RU2578065C2 (en) | Measurement of oil and gas production wells products | |
| RU2375696C2 (en) | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream | |
| Denney | Identifying Condensate Banking With Multiphase Flowmeters-A Case Study |