способ определения удельного и общего количества жидкой водной фазы, поступающей из скважины в промысловый газосборный коллектор

Формула изобретения

1. Способ определения количества жидкой водной фазы, поступающей из газовых или газоконденсатных скважин в промысловый газосборный коллектор, основанный на закачке в начальный участок газосборного коллектора водорастворимого реагента-индикатора заданной концентрации, отборе пробы смеси жидкой водной фазы и индикатора в конце коллектора, определении концентрации индикатора в ней и расчете удельных расходов жидкой водной фазы, поступающей в газосборный коллектор из пласта в скважину, отличающийся тем, что одновременно с отбором проб смеси жидкой водной фазы и индикатора в конце коллектора производится отбор проб газовой фазы на установившемся режиме и определяется в них содержание индикатора, при этом учитывается растворимость индикатора в газе, в жидкой водной фазе и в углеводородном конденсате, а расчет удельного расхода жидкой водной фазы, поступающей в коллектор и из пласта в скважину, проводится по выражениям:

,



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;

W_plast, W₁, W₂ - равновесные влагосодержания соответственно пластового газа, газа в начале и конце коллектора, кг/1000 м³ газа;

G_ind - удельный расход подаваемого индикатора, кг/1000 м³ газа;

X_ind - концентрация подаваемого индикатора, мас.%;

Х ₂ - 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подача индикатора на скважину либо куст скважин осуществляется при нескольких его расходах, т.е. на двух и более установившихся режимах, а в конце коллектора проводят отбор проб смеси жидкой водной фазы и индикатора, при этом из соотношений материального баланса рассчитывают как удельный расход жидкой водной фазы, поступающей в начало коллектора и в скважину из пласта, так и растворимость индикатора в газовой фазе.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что в качестве индикатора используют ингибитор гидратообразования, который подают с установки подготовки газа на начальный участок газосборного коллектора по ингибиторопроводу, причем в качестве индикатора используют метанол, гликоли или концентрированные растворы солей, например, хлорида кальция или магния, либо кинетические ингибиторы - водорастворимые полимеры с низкой молекулярной массой, а минимальный удельный расход индикатора задают из условия обеспечения безгидратного режима работы газосборного коллектора.

Описание изобретения к патенту

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.

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/м ³. 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.

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).

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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).

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).

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.

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).

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).

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.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

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 P_plast и T_plast 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.

Предлагаемый способ позволяет определить удельное количество жидкой водной фазы, поступающей со скважины (куста скважин) на начальный участок коллектора.

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 G_ind, известной концентрацией X_ind (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.

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).

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:

- каплеотделитель устанавливается на пробоотборном штуцере в конце газосборного коллектора;

- постепенно открывается полностью задвижка, обеспечивая подачу газожидкостной смеси в каплеотделитель;

- в зависимости от характеристик коллектора предварительно оценивается время накопления t(с) пробы по формуле:

,

где V - объем накапливаемой водной фазы, см³;

g_gas - расход газа через каплеотделитель, м³/с;

G ₂ - удельное содержание в газе капельной водной фазы (сугубо предварительное, ориентировочное значение, известное, например, по предыдущим исследованиям), кг/ 1000 м³;

- коэффициент эффективности накопления пробы, варьирующийся в диапазоне 0,3-0,6 (зависит от используемого пробоотборника и определяется опытным путем);

- 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.

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.

Удельное количество поступающей со скважин в начало газосборного коллектора жидкой водной фазы обозначим через G₁, кг/1000 м ³, 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 X_ind (мас.%), а его удельный расход через G_ind (кг/1000 м³ газа). Так, при использовании в качестве индикатора поставляемого на промыслы концентрированного метанола величина X_ind 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 м ³, 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.

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.

Материальный баланс по жидкой водной фазе в начале и конце газосборного коллектора (отнесенный к 1000 м³ газа):

Материальный баланс по индикатору (отнесенный к 1000 м³ газа):

Общий баланс по жидкой водной фазе (складываем уравнения (1) и (2)

В системе уравнений (2) и (3) два неизвестных G₁ и G₂, тогда как удельный расход индикатора G_ind, его концентрация в жидкой водной фазе в конце газосборного коллектора Х₂, а также величина X _ind содержания индикатора в его водном растворе являются известными (по условиям промыслового исследования, см. выше).

Решая систему уравнений (2) и (3) относительно G, и G2, получим:

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.

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 G_ind, 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.

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:

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 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:

где W_plasl, W_x - 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).

Отсюда находим G:

Аналогичным образом определяем величину - удельного расходного количества жидкой водной фазы в конце коллектора (при штатной работе газосборного коллектора без подачи индикатора)

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.).

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 Q ₂ по формуле:

где - массовая доля индикатора в газе, мас.%;

_газ - плотность газа, кг/м³;

M_ind - молярная масса индикатора, г/моль;

М_газ - молярная масса газа, г/моль.

Пример осуществления предлагаемого способа.

Газосборный коллектор от куста скважин, выбранный в качестве объекта исследований, имеет следующие характеристики:

длина и диаметр трубопровода L=6500 м, 325 мм.

Параметры в начале газосборного коллектора:

давление Р=1,6 МПа, температура Т=14°С.

Параметры в конце газосборного коллектора:

давление P=1,5 МПа, температура Т=10°С, дебит газосборного коллектора 100 тыс. м³/сут.

Перед проведением отбора проб водометанольной смеси в конце газосборного коллектора в начало газосборного коллектора устанавливалась удельная подача метанола (используемого в качестве индикатора) G_ind =2,5 кг/тыс. м³ газа. Концентрация подаваемого индикатора X_ind=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 W_x =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.

Из этих данных по соотношению (4) получаем количество жидкой водной фазы, поступающей в начало коллектора: G₁=1,6 кг/тыс. м³.

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).

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.).

Тогда соотношение (4) можно записать для каждого расхода индикатора (номер эксперимента обозначается верхним индексом в скобках) следующим образом:

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.