RU2255218C1 - Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells - Google Patents
Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2255218C1 RU2255218C1 RU2004118315/03A RU2004118315A RU2255218C1 RU 2255218 C1 RU2255218 C1 RU 2255218C1 RU 2004118315/03 A RU2004118315/03 A RU 2004118315/03A RU 2004118315 A RU2004118315 A RU 2004118315A RU 2255218 C1 RU2255218 C1 RU 2255218C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wellhead
- product
- moisture content
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения количества воды в паровой фазе, содержащейся в продукции газовых скважин для установления характера обработки геологического разреза, прогнозирования процесса обводнения скважин, оценки качества проведенных работ по водоизоляции.The invention relates to the gas industry and can be used to determine the amount of water in the vapor phase contained in the production of gas wells to establish the nature of the processing of the geological section, predicting the process of watering the wells, assessing the quality of the waterproofing.
В настоящее время контроль за обводнением газовых скважин сводится к определению положения поверхности газоводяного контакта (ГВК) и решается методами промысловой геофизики (ГИС). Для скважин, в продукции которых зафиксировано наличие пластовой воды, положение ГВК определяют путем сопоставления конструкции скважины и результатов специальных исследований. Прогнозировать появление пластовой воды даже в течение ближайшего времени (1,5-2 года) без проведения расчетов на газогидродинамической модели до недавнего времени не представлялось возможным /Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами: Методические рекомендации. -М.: Изд-во “ОХО Миннефтепрома СССР”, 1991. 160 с./.At present, control over watering of gas wells is reduced to determining the position of the surface of the gas-water contact (GWC) and is solved by the methods of field geophysics (GIS). For wells in the production of which the presence of formation water is recorded, the position of the GWC is determined by comparing the design of the well and the results of special studies. Until recently, it was not possible to predict the occurrence of produced water even in the near future (1.5-2 years) without performing calculations on a gas-hydrodynamic model / Gas-dynamic monitoring of well operation in gas fields and underground gas storages by field-geophysical methods: Methodical recommendations. -M.: Publishing House “OKHO of the Ministry of Oil Industry of the USSR”, 1991.160 p. /.
Геофизический контроль процесса обводнения имеет следующие недостатки: высокая стоимость исследований, отсутствие количественной оценки содержания воды в продукции скважины. Количество имеющихся наблюдательных (неперфорированных) и вертикальных действующих скважин с геологическими забоями на уровне начального ГВК, как правило, не обеспечивает степень детализации, достаточную для эффективного прогнозирования обводнения скважин всего эксплуатационного фонда. К моменту вступления месторождения в период падающей добычи ситуация еще более ухудшается вследствие обводнения действующих скважин, использовавшихся для ГИС-контроля, проведения водоизоляционных работ с установкой цементных мостов, перекрывающих интервал ГВК, что делает невозможным отслеживание его дальнейшего продвижения.Geophysical control of the watering process has the following disadvantages: the high cost of research, the lack of a quantitative assessment of the water content in the well production. The number of available observational (non-perforated) and vertical active wells with geological faces at the level of the initial GWC, as a rule, does not provide a level of detail sufficient to effectively predict the water flooding of wells of the entire production fund. By the time the field enters the period of falling production, the situation is even worse due to the flooding of existing wells used for GIS control, waterproofing works with the installation of cement bridges that span the GWC interval, which makes it impossible to track its further progress.
Известен способ газоконденсатных исследований скважин, проводимых на устье скважин, включающий сепарацию продукции, отбор жидкой и твердой фаз для последующего лабораторного анализа, при этом газовый конденсат в паровой фазе отводят от места исследования, собирают и утилизируют /Пат. 2081311РФ, МПК6 Е 21 В 47/00, опубл. 10.06.1997/.A known method of gas condensate research of wells conducted at the wellhead, including the separation of products, the selection of liquid and solid phases for subsequent laboratory analysis, while gas condensate in the vapor phase is removed from the study site, collected and disposed of / Pat. 2081311RF, IPC 6 E 21
Способ определения влагосодержания продукции скважины путем проведения специальных исследований с применением известных сепарационных установок имеет следующие недостатки: значительный выпуск газа в атмосферу, трудоемкость, необходимость конструктивных изменений в устьевой обвязке скважины (для подключения сепараторов), ограниченность во времени периодом положительных температур окружающей среды.The method for determining the moisture content of well products by conducting special studies using known separation plants has the following disadvantages: significant gas release to the atmosphere, laboriousness, the need for constructive changes in the wellhead piping (for connecting separators), time-limited period of positive ambient temperatures.
Все известные способы не фиксируют наличие воды в паровой фазе.All known methods do not record the presence of water in the vapor phase.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка способа, позволяющего оперативно получать информацию о влагосодержании продукции газовых скважин практически без выпуска газа в атмосферу, без проведения дополнительных геофизических и специальных исследований, т.е. с минимальными ограничениями условий применения выявлять и количественно оценивать наличие воды в продукции газовых скважин.The task to which the claimed invention is directed is to develop a method that allows to quickly obtain information about the moisture content of gas well products practically without releasing gas into the atmosphere, without conducting additional geophysical and special studies, i.e. with minimal restrictions on the conditions of use, identify and quantify the presence of water in the production of gas wells.
При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности определения влагосодержания продукции газовых скважин за счет учета паровой фазы.When carrying out the invention, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the accuracy of determining the moisture content of gas well products by taking into account the vapor phase.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе экспрессного определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, имеющей устьевое гнездо манометра, включающем отбор продукции на устье скважины, особенностью является то, что отбор продукции осуществляют через устьевое гнездо манометра, а измерения по определению влагосодержания продукции газовых скважин проводят в паровой фазе непосредственно на устье скважины. Измерения по определению влагосодержания продукции газовых скважин осуществляют сорбционно-емкостным методом.The specified technical result is achieved by the fact that in the method for the rapid determination of the moisture content of gas well products equipped with wellhead piping having a wellhead pressure gauge socket, including product sampling at the wellhead, the feature is that the product is sampled through the well head pressure gauge socket, and measurements are carried out to determine moisture content production of gas wells is carried out in the vapor phase directly at the wellhead. Measurements to determine the moisture content of gas well products are carried out by the sorption-capacitive method.
Причинно-следственная связь между существенными признаками изобретения и заявленным техническим результатом следующая:The causal relationship between the essential features of the invention and the claimed technical result is as follows:
Способ основан на эффекте испарения воды в газ при изменении термобарических условий в результате отбора газа из продуктивных интервалов. Замеры осуществляются непосредственно на устье скважины с отводом анализируемого газа через устьевое гнездо манометра.The method is based on the effect of evaporation of water into gas when the thermobaric conditions change as a result of gas extraction from productive intervals. Measurements are taken directly at the wellhead with the removal of the analyzed gas through the wellhead of the pressure gauge.
Следует отметить, что понятие влажности добываемого газа практически не рассматривается как величина, характеризующая процесс разработки месторождения. Обычно влагосодержание газа, прошедшего осушку на установках комплексной подготовки газа, характеризуется точкой росы, определяемой как температура, при которой парциальное давление насыщенного водяного пара равно парциальному давлению водяного пара в рассматриваемом газе. Однако этот параметр интересен в основном с точки зрения магистрального транспорта газа.It should be noted that the concept of humidity of produced gas is practically not considered as a value characterizing the process of field development. Typically, the moisture content of the gas that has been dried at the integrated gas treatment plants is characterized by a dew point, defined as the temperature at which the partial pressure of saturated water vapor is equal to the partial pressure of water vapor in the gas in question. However, this parameter is interesting mainly from the point of view of gas trunk transportation.
Очевидно, что влагосодержание газа от поверхности ГВК величина постоянная, а в зоне вытеснения определяется текущими термобарическими условиями, влияющими на испарение поровой воды в добываемый газ. По мере приближения ГВК к интервалу перфорации или заколонном перетоке газа из зоны вытеснения влагосодержание добываемого газа будет изменяться, что может быть зафиксировано устьевым влагомером. Поскольку в данном случае пластовая вода в продукции газовых скважин присутствует исключительно в паровой фазе, иные способы исследований результата не дадут.It is obvious that the moisture content of the gas from the surface of the GWC is constant, and in the displacement zone it is determined by the current thermobaric conditions that affect the evaporation of pore water into the produced gas. As GVK approaches the perforation interval or annular gas flow from the displacement zone, the moisture content of the produced gas will change, which can be recorded by the wellhead moisture meter. Since in this case, produced water in the production of gas wells is exclusively in the vapor phase, other methods of research will not give a result.
Для проведения измерений по определению влажности продукции газовых скважин непосредственно на устье скважины использовали устройство, включающее термогигрометр “ИВА-6”, пробоотборное устройство для подключения к устьевой обвязке через устьевое гнездо манометра (УГМ) и отбора анализируемой продукции непосредственно в полевых условиях, регистрирующие аппаратно-программные средства для записи данных. В состав термогигрометра входят первичный преобразователь и измерительный блок, соединенные гибким кабелем.To carry out measurements to determine the moisture content of gas well products directly at the wellhead, a device was used, including an IVA-6 thermohygrometer, a sampling device for connecting to the wellhead harness through the wellhead of the manometer (UGM) and sampling the analyzed products directly in the field, recording instrumentation software for recording data. The composition of the thermohygrometer includes a primary transducer and a measuring unit connected by a flexible cable.
Термогигрометр “ИВА-6” выполнен в соответствии с ТУ 4311-001-18513042-01 и внесен в Государственный реестр средств измерений с регистрационным номером №13561-01. “Ива-6” представляет собой автоматический, цифровой, одноканальный, многофункциональный термогигрометр непрерывного действия. Первичный преобразователь термогигрометра содержит чувствительные элементы влажности, температуры (например, кремниевый цифровой датчик) и преобразователь влажности “емкость-частота”. Стенд для калибровки и поверки прибора по каналу влажности построен на основе эталонного генератора влажности газа типа “Родник 2”, газовой измерительной схемы взвешивания сухого газа кулонометрическим гигрометром типа “Байкал”, в качестве эталона сравнения в диапазоне измерения влажности и позволяет проводить автоматическую калибровку. “ИВА-6” имеет диапазон измерения по точке росы от -50 до +50°С при нижней границе диапазона влажности не менее 0,03 г/м3.The IVA-6 thermohygrometer is made in accordance with TU 4311-001-18513042-01 and entered into the State Register of Measuring Instruments with registration number No. 13561-01. “Iva-6” is an automatic, digital, single-channel, multi-functional continuous thermohygrometer. The primary transducer of a thermohygrometer contains sensitive elements of humidity and temperature (for example, a silicon digital sensor) and a capacitance-frequency humidity transducer. The stand for calibration and calibration of the device by the humidity channel is based on the Rodnik 2 reference gas humidity generator, the Baikal type coulometric hygrometer gas measuring dry gas weighing circuit, and serves as a reference standard in the humidity measurement range and allows for automatic calibration. “IVA-6” has a dew point measurement range from -50 to + 50 ° C with a lower limit of the humidity range of at least 0.03 g / m 3 .
Способ основывается на следующих физических предпосылках.The method is based on the following physical premises.
Для измерения относительной влажности (как показателя паровой фазы) используется сорбционно-емкостной чувствительный элемент, принцип действия которого основан на зависимости диэлектрической проницаемости полимерного влагочувствительного слоя от влажности окружающей среды. Выходная частота (Fe) преобразователя влажности связана с измеряемой относительной влажностью ψ полиномными функциями:To measure relative humidity (as an indicator of the vapor phase), a sorption-capacitive sensitive element is used, the principle of which is based on the dependence of the dielectric constant of the polymer moisture-sensitive layer on the humidity of the environment. The output frequency (Fe) of the humidity transducer is related to the measured relative humidity ψ by polynomial functions:
ψ=ψ0+k1(Fв-F0)+k2(Fв-F0)2+k3(Fв-F0)3,ψ = ψ 0 + k 1 (F at -F 0 ) + k 2 (F at -F 0 ) 2 + k 3 (F at -F 0 ) 3 ,
где ψ - относительная влажность, %;where ψ is the relative humidity,%;
ψ, k1, k2, k3, F0 - коэффициенты полинома, величины которых определяются в процессе калибровки прибора.ψ, k 1 , k 2 , k 3 , F 0 are the polynomial coefficients, the values of which are determined during the calibration of the device.
В приборе градуировочная характеристика сенсора влажности вследствие ее нелинейности в области низких концентраций описывается двумя полиномами третьей степени, коэффициенты которых определяются в процессе калибровки, для диапазонов измерения относительной влажности 4-100% и 0-4%. Данные калибровки хранятся в энергонезависимой памяти микроконтроллера.In the device, the calibration characteristic of the humidity sensor due to its nonlinearity in the low concentration region is described by two polynomials of the third degree, the coefficients of which are determined during the calibration, for the ranges of measuring relative humidity of 4-100% and 0-4%. Calibration data is stored in the non-volatile memory of the microcontroller.
Абсолютная влажность газа А (г/м3) связана с его относительной влажностью следующей зависимостью:The absolute humidity of the gas A (g / m 3 ) is associated with its relative humidity by the following relationship:
А=6,2198 ψPS/(10000(Е+273,16)),A = 6.2198 ψP S / (10000 (E + 273.16)
где PS - парциальное давление насыщенного водяного пара, (Па), при температуре Т (°С)where P S is the partial pressure of saturated water vapor, (Pa), at temperature T (° С)
Пример. Полевые испытания проводили на Ямбурском. Всего было выполнено более 740 замеров влажности продукции (потока газа) на устье газовых скважин. Замерами было охвачено свыше 500 скважин.Example. Field tests were carried out on Yambursky. In total, more than 740 measurements of product humidity (gas flow) at the mouth of gas wells were performed. The measurements covered over 500 wells.
Полевые измерения влагосодержания продукции газовых скважин проводили с помощью передвижной лаборатории. Отбор продукции осуществляли через устьевое гнездо манометра (УГМ) в системе устьевой обвязки с последующим выпуском в атмосферу. Для подключения пробоотборного устройства к продуктивной линии скважины через УГМ использовали шланг высокого давления с предварительным закрытием запорной арматуры УГМ. Давление газа на датчике влажности поддерживалось на уровне 1 ата. Измерения проводили при температуре окружающего воздуха от -20°С до +30°С. Продолжительность измерения определения влагосодержания составила 60 мин при работающей скважине.Field measurements of the moisture content of gas well products were carried out using a mobile laboratory. The selection of products was carried out through the wellhead of the manometer (UGM) in the wellhead system with subsequent release to the atmosphere. To connect the sampling device to the production line of the well through the UGM, a high pressure hose with preliminary closing of the UGM shutoff valves was used. The gas pressure at the humidity sensor was maintained at 1 at. The measurements were carried out at ambient temperature from -20 ° С to + 30 ° С. The duration of the determination of moisture content was 60 minutes with a working well.
Результаты измерений представлены в виде графиков, где на фиг.1 приведены графики измерения влажности 1 продукции газовой скважины и температуры 2, выполненные с целью оценки качества водоизоляционных работ, на фиг.2 приведены графики измерения влажности 1 продукции газовой скважины и температуры 2, выполненные в рамках контроля за разработкой залежи на определенном временном интервале (точки замера).The measurement results are presented in the form of graphs, in which Fig. 1 shows graphs of measuring
Результаты измерений, представленные на фиг.1, свидетельствуют о том, что в данном случае водоизоляция выполнена некачественно. В продукции скважины зафиксировано избыточное содержание воды.The measurement results presented in figure 1, indicate that in this case, the waterproofing is poor. Excess water content was recorded in well production.
Средний показатель относительной влажности 0,30 г/м3 на одной из исследуемых скважин свидетельствует о том, что данная скважина сухая, отрабатывается верхняя часть разреза, избыточного влагосодержания не наблюдается (см. фиг.2).The average relative humidity of 0.30 g / m 3 in one of the studied wells indicates that this well is dry, the upper part of the section is being worked out, excessive moisture content is not observed (see figure 2).
Таким образом, определение наличия влаги в паровой фазе свидетельствует о том, что продукция идет из зоны недонасыщения (области поверхности газоводяного контакта). Следовательно, можно оперативно контролировать процесс обводнения залежи, т.е. выявить интервал пласта при большом этаже газоносности, оперативно определить, откуда, с какого интервала, с какой глубины поступает продукция газовых скважин, и разработать соответствующие геолого-технические мероприятия. Способ может быть использован как экспресс-метод определения влагосодержания продукции газовых скважин в процессе контроля за разработкой месторождения. При этом определения влагосодержания можно совместить с другими исследованиями скважины. Эффективность способа определяется сокращением числа лабораторных исследований за счет расширения промысловых, повышением точности и незначительным выбросом продукции в атмосферу.Thus, the determination of moisture in the vapor phase indicates that the product comes from the zone of undersaturation (surface area of the gas-water contact). Consequently, it is possible to quickly control the process of watering the reservoir, i.e. to identify the interval of the reservoir with a large gas content floor, quickly determine where, from what interval, from what depth the gas well products come from, and develop appropriate geological and technical measures. The method can be used as an express method for determining the moisture content of gas well products in the process of monitoring field development. In this case, the determination of moisture content can be combined with other well studies. The effectiveness of the method is determined by the reduction in the number of laboratory tests due to the expansion of field research, increased accuracy and low emissions into the atmosphere.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004118315/03A RU2255218C1 (en) | 2004-06-16 | 2004-06-16 | Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004118315/03A RU2255218C1 (en) | 2004-06-16 | 2004-06-16 | Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2255218C1 true RU2255218C1 (en) | 2005-06-27 |
Family
ID=35836700
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004118315/03A RU2255218C1 (en) | 2004-06-16 | 2004-06-16 | Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2255218C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611131C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells |
| RU2631287C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Method for monitoring large-scale change of gas-water contact during development of gas fields |
-
2004
- 2004-06-16 RU RU2004118315/03A patent/RU2255218C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.462-465, 499-503. МИНЕЕВ Б.П. и др. Практическое руководство по испытанию скважин. - М.: Недра, 1981, с.87-88, рис.35, поз.5. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611131C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells |
| RU2631287C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Method for monitoring large-scale change of gas-water contact during development of gas fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Reece | Evaluation of a line heat dissipation sensor for measuring soil matric potential | |
| Schwarzel et al. | Estimation of the unsaturated hydraulic conductivity of peat soils: Laboratory versus field data | |
| Malazian et al. | Evaluation of MPS-1 soil water potential sensor | |
| RU2004114224A (en) | REAL-TIME PETROPHYSICAL ASSESSMENT SYSTEM | |
| EA015550B1 (en) | Method and apparatus for determining a source of fluids downhole | |
| US20130312481A1 (en) | Fluid properties including equation of state modeling with optical constraints | |
| Shurbaji et al. | Application of a numerical model for simulating water flow, isotope transport, and heat transfer in the unsaturated zone | |
| CN110658123A (en) | An in-situ measurement method for unsaturated soil permeability coefficient based on active temperature change of optical fiber | |
| Bello et al. | Evaluation of newly developed capacitance probes for continuous soil water measurement | |
| Huang et al. | Laboratory and field evaluation of five soil water sensors | |
| CN102221387B (en) | Pressure plate instrument capable of directly measuring volume change of soil sample | |
| Kustas | Soil: Evaporation | |
| WO2015150463A1 (en) | Corrosion detection system and method in concrete structures | |
| CN115326467B (en) | Soil nonaqueous phase pollution liquid positioning and identifying method, system, device and storage medium based on radon isotope | |
| US6986281B1 (en) | Exfiltrometer apparatus and method for measuring unsaturated hydrologic properties in soil | |
| CN109162698A (en) | Novel James's Boucherie process logging equipment and test method | |
| RU2255218C1 (en) | Method for express determining of moisture containment level in product of gas wells | |
| Schindler et al. | Emerging measurement methods for soil hydrological studies | |
| Sui et al. | Soil moisture sensor test with Mississippi Delta soils | |
| Duan et al. | Field capacity in black soil region, northeast China | |
| Claisse et al. | A vacuum-air permeability test for in situ assessment of cover concrete | |
| Ishimwe et al. | Field-obtained soil water characteristic curves and hydraulic conductivity functions | |
| CN112946778B (en) | Method for early warning karst collapse based on underground water turbidity monitoring | |
| Ball et al. | Gas movement and air-filled porosity | |
| Ritchey | Electronic sensing devices used for in situ ground water monitoring |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20091202 |