Исследованиях на устье скважины

может быть использован и сепаратор 1 ступени НТС 1 одной из технологических линий подготовки газа, если есть возможность замерить выделившуюся в нем жидкость 2, прошедший через него газ 3 и отобрать часть этого газа для исследования во II ступень 5. Основной поток газа после 1 ступени направляется через теплообменник во II ступень сепарации НТС 7.

Во втором случае (см.рис. 2) в качестве I ступени сепарации используется сепаратор, смонтированный на устье скважины.

Скважина отрабатывается на прямой отвод до стабилизации устьевых параметров. Штуцер 8 полностью открыт. Дебит газа замеряется ДИКТом 7. Затем скважина останавливается, из ДИКТа извлекается шайба, скважина пускается в работу, а режим ее устанавливается штуцером 8. Для избежания отложения гидратов в штуцере 8 организуется подача метанола 10 перед штуцером.

Байпас закрывается, и поток из скважины направляется через сепаратор 1. Давление сепарации регулируется штуцером 9, дебит отсепарированного газа замеряется расходомером 3. Выход конденсата и воды замеряется либо в сепараторе 1, либо в замерной емкости 2. Чтобы сохранить неизменным давление сепарации перед штуцером 9, необходимо обеспечить подачу метанола 11.

На II ступень сепарации 5 через штуцер 4 отбирается часть отсепарированного газа, через штуцер 6 отбирается энергетический газ.

Вместо штуцера и замерной диаграммы с дифманометром может быть ис­пользован ДИКТ 7 (см. рис. 3), который выполняет роль измерителя расхода газа и задает с помощью подобранной шайбы давление сепарации. Шайбу для ДИКТа можно подобрать, исходя из значения коэффициента С по табл.1:

(1)

где Q - дебит газа, тыс. м³/сут; Р - абсолютное давление перед шайбой, МПа; r - относительная плотность газа; Т - абсолютная температура газа, К; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при данных термобарических условиях.

Таблица 1

Коэффициенты для измерителя критического течения (С)

Дебит газа, при котором будет исследоваться скважина, определяется при отработке скважины. Величина знаменателя в формуле (1) оценивается по аналогии с предыдущим исследованием, по которому уже сделаны все анализы и расчеты. Затем все эти величины подставляются в формулу (1), куда также вводится заданное давление сепарации 1 ступени и рассчитывается С. Поправочным коэффициентом для учета изменения показателя адиабаты при данных расчетах можно пренебречь, так как он весьма близок к единице. Таким способом можно рассчитывать диаметр шайбы и задать давление сепарации с точностью до 2-3 атмосфер.

Дебит газа должен быть таким, чтобы не выходить за пределы области эффективной работы сепаратора 1 ступени. При этом из сепаратора выходит однофазный газовый поток.

Отбирать часть потока на II ступень сепарации можно даже через штуцер, на котором устанавливается манометр, т.е. фактически со стенки трубы на выходе из 1 ступени. Чтобы убедиться в отсутствии уноса, необходимо провести специальные исследования. При наличии незначительного механического уноса перед II ступенью сепарации необходимо установить блок предварительной сепарации, в котором отбивается механически унесенный из 1 ступени конденсат. Блок предварительной сепарации необходимо подсоединять к месту отбора исследуемого газа короткой теплоизолированной трубкой большого диаметра, чтобы избежать потерь давления и температуры. Давление и температуру в блоке предварительной сепарации необходимо поддерживать равными давлению и температуре в 1 ступени сепарации.

В качестве II ступени сепарации могут быть использованы такие приборы, как Конденсат-1 и Конденсат-2, МТУ, ЛГКМ-3, БЛУИС, УИГКС, НТ-ПКП-4, НТ-НКП-8, МПГУ-1 и подобные этим, малые термостатируемые сепарационные установки, которые в дальнейшем будут именоваться МТСУ.

На рис. 4 изображена II ступень сепарации. Исследуемый газ через штуцер 1 поступает в блок предварительной сепарации 2, где при термобарических условиях, максимально приближенных к условиям в 1 ступени сепарации, отбирается механически унесенный из 1 ступени конденсат. Далее газ проходит через блок ингибирования 3, в котором с помощью вентиля 10 осуществляется подача ингибитора гидратообразования (этилового спирта) в поток исследуемого газа. После блока ингибирования газ попадает в теплообменник 4 и после штуцирования 7 поступает в сепаратор II ступени 5. Замер выделившегося сырого конденсата осуществляется с помощью уровнемерного стекла 9, замер стабильного конденсата и водоспиртовой смеси можно производить медным цилиндром 11. Давление сепарации регулируется штуцером 7, а расход газа штуцером 8.

Газ из сепаратора проходит счетчик 6. Если исследования проводятся на устье скважины, газ из счетчика сжигается. Если исследования проводятся на УКПГ, газ из счетчика можно сбрасывать в дренажную линию.

Рис. 4. Использование МТСУ в качестве II ступени сепарации

В случае, когда в качестве счетчика газа используется ротационный газовый счетчик РГ-40 или РГ-100, объем газа, прошедшего через него, рассчитывается по формуле для случая выпуска газа в атмосферу:

У_н=У_р К, (2)

где У_н - объем газа, м³, приведенный к условиям (760 мм рт.ст. и 20^оС); У_р - объем газа в рабочих условиях (показания счетчика), м³.

где Р_бар- среднее арифметическое давление воздуха, мм рт.ст.; t_р - средняя рабочая температура газа, ^оС.

После некоторых преобразований расход газа через счетчик РГ с выпуском газа в атмосферу можно определять по формуле

(3)

где Q - расход газа через счетчик, м³/с; Р_бар - барометрическое давление, мм рт.ст.; Р_с - избыточное давление в счетчике (МПа) применяется равным 0; Т_с - температура в счетчике, К; Q_c - показания счетчика, м³/с.

Если выпуск газа из счетчика РГ производится в дренажную систему УКПГ, расход газа определяется по формуле

(4)

где Р= 0,1054; Z> 0,99 принимается равным 1; Р_с - давление газа в счетчике, МПа; t_с - температура газа в счетчике, ^оС; Q_с - показания счетчика, м³/с.

Энергетический газ, необходимый для охлаждения исследуемого газа, отбирается через штуцер 12 из потока, прошедшего сепарацию 1 ступени. В зависимости от того, какой температуры сепарации необходимо достичь, охлаждения можно добиться с помощью дросселирования энергетического газа 13, либо получив холодный поток в вихревой трубке 14. При давлении во II ступени сепарации 4-
6 МПа с помощью вихревой трубки можно достичь температуры сепарации минус 20^оС.

Моделирование процесса НТС при двухступенчатой сепарации производится следующим образом. Для исследования выбирают высокодебитную скважину, в которой при давлении на "головке" скважины больше давления в 1 ступени НТС достигается МДД; при этом депрессия на пласт не превышает допустимую (глава 2, п.3).

Скважину переводят на КС либо на сепаратор, смонтированный на устье скважины. В сепараторе создают давление, равное давлению сепарации в 1 ступени НТС, и производят замеры выхода сырого и стабильного конденсата и отсепарированного газа.

Часть газа, прошедшего сепарацию, отбирают на МТСУ, где при нескольких давлениях (например, 8, 6, 4 и 2 МПа) и произвольно установившихся температурах сепарации замеряется выход сырого и стабильного конденсата. Затем с помощью энергетического газа в МТСУ создается максимально низкая температура сепарации при каждом из выбранных давлений (например, 8, 6, 4 и 2 МПа), замеряется выход конденсата. Затем с помощью энергетического газа в МТСУ создается промежуточная (между максимально низкой и произвольной) температура, и при каждом из выбранных давлений (например, при 8, 6, 4 и 2 МПа) замеряется выход конденсата.

В результате исследования составляются графические зависимости выхода сырого и стабильного конденсата во II ступени сепарации от температуры при различных давлениях сепарации (рис. 5). Рассекая изобары линиями равных температур, строятся изотермы конденсации (рис. 6).

Анализируя пробы сырого и стабильного конденсата, определяются плотности сырых и стабильных конденсатов, выделившихся в 1 и II ступенях. Отсюда можно определить объем добычи сырого конденсата (например, за квартал) в объемных и весовых единицах на месторождениях с закрытой системой сбора:

м³ сырого конденсата; (5)

т сырого конденсата. (6)

На месторождениях с открытой или полузакрытой системой сбора, когда потребителю отправляется стабилизированный конденсат и отчетность ведется по стабильному конденсату, добычу конденсата можно рассчитывать по формулам:

м³ стабильного конденсата; (7)

т стабильного конденсата, (8)

где и - объемы добычи сырого и стабильного конденсата, м³; и - добыча сырого и стабильного конденсата, т; - объем добычи газа, тыс. м³/кв.; и - удельный выход сырого конденсата в I и II ступенях сепарации, см³/м³; и - удельный выход стабильного конденсата в I и II ступенях сепарации, см³/м³; и - плотность сырого конденсата из I и II ступеней сепарации, г/см³; и - плотность стабильного конденсата из I и II ступеней сепарации, г/см³.

Рис. 5. Изобары конденсации во II ступени сепарации:

I - Р_сеп=8 МПа; 2 - Р_сеп=6 МПа; 3 - Р_сеп=2 МПа; 4 - Р_сеп=4 МПа

Рис. 6. Изотермы конденсации во II ступени, МПа:

1 - t_сеп=20^оС; 2 - t_сеп=0^оС; 3 - t_сеп=-20^оС