Изобретение касается способа управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа от источника газа под давлением, при этом обработку добытых углеводородов осуществляют на перерабатывающей установке, расположенной на выходе питающей скважины.
В документе GB 2252797 описан способ контроля за расходом добычи нефтяной скважины, включающей в себя эксплуатационную колонну, выходящую к устью скважины и образующую вместе со стенками скважины кольцевое пространство, при этом колонна оборудована, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном, сообщающимся с источником газа под давлением через контрольный клапан, позволяющий регулировать расход подачи газа внутрь эксплуатационной колонны, и выпускной насадкой, позволяющей управлять потоком углеводородов в эксплуатационной колонне, при этом способ заключается в управлении контрольным клапаном и выпускной насадкой в зависимости от значений температуры и давления, измеренных на поверхности и в кольцевом пространстве, и в зависимости от значений давления и расхода газа, поступающего из источника.
В документе ЕР 0756065 описана система контроля за подачей углеводородов по выпускному трубопроводу, соединенному с эксплуатационной скважиной, активируемой путем нагнетания газа.
Указанная система включает в себя выпускную насадку для регулирования расхода углеводородов в выпускном трубопроводе и контрольный модуль для динамического управления открытием выпускной насадки.
Контрольный модуль обеспечивает динамическое управление открытием выпускной насадки в зависимости от изменений давления в нагнетательном газопроводе.
В соответствии с частным вариантом осуществления изобретения контрольный модуль включает в себя алгоритм ПИД, который стабилизирует и минимизирует давление в нагнетательном газопроводе на основании замера давления в указанном газопроводе, производимого с помощью датчика и использующегося в качестве входящего сигнала, и выдает на выходе сигнал управления положением выпускной насадки.
Указанные способ и устройство не обеспечивают эффективного контроля за добычей углеводородов при образовании газовой пробки во время начала эксплуатации скважины после открытия выпускной насадки, а также при образовании жидкой пробки в начале подъема нагнетаемого газа, в частности при очень высоком давлении нагнетаемого газа.
Образование указанных пробок приводит к возникновению сбоев, в частности циклических сбоев процесса добычи углеводородов, следствием чего является нерегулярное поступление сырья в перерабатывающие установки на выходе скважины, такие как сепараторные установки разделения газа и жидкости, рекомпрессионные установки и газоперерабатывающие установки.
Такое нерегулярное поступление сырья в перерабатывающие установки на выходе скважины, кроме всего прочего, является причиной сокращения количества газа, необходимого для активации скважины, и возрастание опасности остановок производственного процесса, приводящих к сокращению добычи.
Другим следствием указанных сбоев является повышенный износ соединения слой-скважина, в частности в скважинах с неконсолидированными резервуарами, что приводит к попаданию песка и к необходимости применения дорогостоящего оборудования по контролю за песком и к частому и дорогостоящему восстановлению поврежденных скважин.
Указанные способы не позволяют обеспечить стабильную оптимальную добычу после фазы запуска при минимальном расходе газа, эффективно компенсировать потери при непредвиденных сбоях в работе резервуара или выход из строя оборудования колонны и обеспечить эффективную эксплуатацию скважины при сокращении подачи газа.
Техническим результатом настоящего изобретения является устранение упомянутых недостатков. Этот технический результат достигается тем, что способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа, включающей в себя по меньшей мере одну эксплуатационную колонну внутри обсадных труб, образующую вместе с указанными обсадными трубами кольцевое пространство, соединенное при помощи нагнетательного газопровода через контрольный клапан с источником газа под давлением, оборудованную, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном и соединенную с выпускным трубопроводом, оборудованным выпускной насадкой с регулируемым открытием, согласно изобретению при закрытых контрольном клапане и выпускной насадке он включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи, во время которой сравнивают давление на выходе контрольного клапана с двумя заранее определенными порогами РСН1 и РСН2, причем РСН2 превышает РСН1, и, если это давление ниже порога РСН1, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство при заранее определенном расходе Q1 подачи газа, если это давление находится в пределах между порогами РСН1 и РСН2, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство с заранее определенным расходом Q2 подачи газа, превышающим Q1, и, когда это давление достигает порога РСН2, устанавливают расход подачи газа в кольцевое пространство, равный заранее определенному значению Q3, превышающему Q1; постепенно открывают насадку до заранее определенной величины, чтобы достичь заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов и стадии установки эксплуатационного режима, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом Т1 и, если этот расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие насадки до заранее определенной величины, а если нет - повторяют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе насадки с заранее определенным порогом Р1, и, если указанный расход и указанное давление устойчиво превышают одновременно оба указанных порога в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - повторяют операцию сравнения.
В соответствии с другим вариантом выполнения настоящего изобретения на стадии установки эксплуатационного режима во время фазы запуска дополнительно периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом, при этом, если производная давления ниже отрицательного порога, увеличивают расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
По другому варианту настоящего изобретения за фазой запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с четырьмя заранее определенными порогами SR1, SR2, SR3 и SR4, причем SR2 превышает SR1, SR4 превышает SR3, и, если расход добычи углеводородов ниже SR1 и если расход подачи нагнетаемого газа ниже заранее определенного порога, увеличивают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов выше SR2 и если расход подачи нагнетаемого газа превышает заранее определенный порог, уменьшают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов ниже SR3 и если степень открытия выпускной насадки ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов превышает SR4 и если степень открытия выпускной насадки выше заранее определенного порога, уменьшают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход ниже указанного порога, возобновляют фазу запуска.
По другому варианту настоящего изобретения во время эксплуатационной фазы, кроме того, периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом и, если производная давления ниже отрицательного порога, увеличивают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину, если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
По другому варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов измеряют при помощи расходомера, установленного на выпускном трубопроводе на выходе выпускной насадки.
По еще одному варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов рассчитывают исходя из разности давления в выпускной насадке и на ее открытии.
Сущность настоящего изобретения более очевидна из нижеследующего описания, приведенного в качестве примера и прилагаемых фигур, на которых
фиг.1 изображает нефтегазодобывающую скважину, активируемую путем нагнетания газа, включающую в себя одну эксплуатационную колонну;
фиг.2 - нефтегазодобывающую скважину, активируемую путем нагнетания газа, включающую в себя две эксплуатационные колонны;
фиг.3 - две нефтегазодобывающие скважины, активируемые путем нагнетания газа, расход подачи которого регулируется одним контрольным клапаном.
В основном способ в соответствии с настоящим изобретением применяют для управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа от источника газа под давлением, питающей перерабатывающие установки, находящиеся на выходе скважины.
На фиг.1 показана скважина по добыче углеводородов в виде смеси жидкости и газа, включающая в себя следующие элементы:
эксплуатационную колонну 2;
обсадные трубы 3, охватывающие колонну 2;
кольцевое пространство 4, образованное колонной 2 и обсадными трубами 3;
источник 7 газа под давлением;
множество впускных клапанов 8 для впуска газа в колонну 2 из кольцевого пространства 4;
перерабатывающие установки 14 на выходе скважины;
нагнетательный газопровод 5 для нагнетания газа в кольцевое пространство 4, сообщающееся с источником 7 газа через контрольный клапан 6;
выпускной трубопровод 23 для отвода добытых углеводородов, соединяющий верхнюю часть колонны 2 с перерабатывающими установками 14 на выходе скважины через выпускную насадку 9 с регулируемым открытием;
датчик 10 измерения температуры на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанной температуры;
датчик 11 давления на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанного давления;
датчик 12 давления на выходе контрольного клапана 6, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанного давления;
датчик 13 расхода нагнетаемого газа, установленный на входе контрольного клапана 6 и выдающий электронный сигнал, соответствующий величине указанного расхода;
программируемый автомат 21, оборудованный входными элементами 17, 18, 19 и 20, принимающими электронные сигналы соответственно от датчиков 11, 10, 13 и 12, и выходными элементами 15 и 16, выдающими соответственно сигналы управления выпускной насадкой 9 и контрольным клапаном 6;
операторский пульт 22 для ввода данных в автомат 21.
Кроме того, автомат 21 включает в себя не показанный на фиг.1 блок памяти, в который вводятся программа управления и данные, необходимые для управления нефтегазодобывающей скважиной, а именно заранее определенные значения регулировочных переменных величин. Указанные данные предварительно вводятся оператором с пульта 22 и могут меняться в ходе производственного процесса при помощи того же пульта.
Некоторые из этих данных могут вводиться вспомогательным компьютером управления, не показанным на фиг.1.
Автомат 21 обеспечивает автоматическое регулирование расхода нагнетаемого газа, измеряемого при помощи датчика 13, в пределах заданной величины, заранее определенной в соответствии с программой управления, со значениями переменных регулировочных величин и в зависимости от сигналов, выдаваемых датчиками 10, 11, 12 и 13, приводя в действие контрольный клапан 6.
До приведения в действие устройства перекачки углеводородов выпускная насадка 9 и контрольный клапан 6 находятся в закрытом состоянии.
Способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя фазу запуска устройства перекачки углеводородов, состоящую из двух этапов. Первая стадия является стадией начала нефтегазодобычи, во время которой автомат 21 сравнивает давление на выходе контрольного клапана 6, измеряемое датчиком 12, с двумя порогами РСН1 и РСН2, заранее определенными с учетом технических параметров впускных газовых клапанов 8, например РСН1 равен 20%, а РСН2 равен 95% номинального давления источника 7 газа.
Если это давление ниже порога РСН1, это означает, что давление в кольцевом пространстве 4 имеет такое значение, которое может привести к повреждению впускных газовых клапанов 8. Для устранения этой опасности необходимо очень плавно повысить давление в кольцевом пространстве 4.
Для этого автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6 для доведения расхода нагнетаемого газа до значения Q1, заранее определенного в зависимости от объема кольцевого пространства 4, например 2% от расхода нагнетаемого газа, на который рассчитаны размеры скважины.
Если это давление находится в пределах между порогами РСН1 и РСН2, это значит, что давления недостаточно для начала нагнетания через клапаны 8. В этом случае автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6, чтобы обеспечить расход Q2 нагнетаемого газа, превышающий Q1 и заранее определенный в зависимости от емкости источника 7 газа, например 10% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Когда это давление достигает порога РСН2, автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6, чтобы обеспечить расход Q3 нагнетаемого газа, превышающий Q1 и заранее определенный в зависимости от технических параметров клапанов 8, например 20% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
После этого автомат постепенно открывает насадку 9 до заранее определенной величины, чтобы достичь заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Таким образом завершается стадия начала нефтегазодобычи, и фаза запуска продолжается стадией установки эксплуатационного режима, во время которой автомат выполняет следующие операции.
Он рассчитывает расход добычи углеводородов с учетом их температуры, выдаваемой датчиком 10, при помощи формулы
где Q - расчетный расход добычи углеводородов,
Qo, То и λ - постоянные параметры скважины,
Т - температура углеводородов в трубопроводе 23, измеряемая датчиком 10.
После этого он сравнивает расчетный расход углеводородов с заранее определенным порогом Т1, соответствующим минимальному расходу, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Если расчетный расход добычи углеводородов устойчиво превышает порог Т1 в течение заранее определенного промежутка времени D1, например 20 мин, автомат через выходной элемент 16 выдает сигнал открытия насадки 9 до заранее определенной величины, например до 30% ее максимального открытия.
Если нет, то автомат 21 возобновляет предыдущую операцию сравнения.
Когда расход добычи углеводородов практически стабилизировался, после истечения заранее определенного промежутка времени, соответствующего времени промывки эксплуатационной колонны, например 60 мин, автомат 21 сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры на входе насадки 9, с порогом Т2, превышающим Т1, равным, например, 50% расхода добычи, на который рассчитана скважина.
После этого он сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры датчиком 10, с порогом Т2, а давление на входе насадки 9 - с заранее определенным порогом Р1.
Если одновременно расчетный расход добычи углеводородов превышает порог Т2, а давление на входе насадки 9 превышает порог Р1 в течение заранее определенного промежутка времени, например 20 мин, автомат 21 выполняет операции эксплуатационной фазы.
Если эти два условия не выполняются, то автомат 21 возобновляет этап начала нефтегазодобычи.
Кроме того, он периодически рассчитывает по отношению к времени производную давления на выходе контрольного клапана 6 и сравнивает ее с заранее определенным отрицательным порогом dPC1 и с заранее определенным положительным порогом dPC2.
Если эта производная, то есть скорость изменения давления на выходе контрольного клапана 6, ниже dPCl, соответствующего допустимому пределу падения кольцевого давления, то для того, чтобы не допустить преждевременного закрытия впускных газовых клапанов 8 в верхней части эксплуатационной колонны 2 и чтобы кольцевое давление не стало недостаточным для обеспечения нагнетания газа через клапаны 8 в верхней части колонны 2, автомат 21 увеличивает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину путем увеличения заданного значения для автоматического регулирования этого расхода, которое выражается в сигнале открытия контрольного клапана 6, посылаемого автоматом 21 через выходной элемент 15.
На этом фаза запуска завершается. Способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя также эксплуатационную фазу, во время которой автомат 21 рассчитывает расход добычи углеводородов, как было описано выше, на основании измерения температуры на входе насадки 9, затем сравнивает ее с четырьмя порогами SR1, SR2, SR3 и SR4, заранее определенными в зависимости от расхода, на который рассчитана скважина, например в % этого расхода: SR1=75%, SR2=90%, SR3=85%, SR4=100%.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR1 и если расход нагнетаемого газа ниже порога QGS, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины, например 60% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, автомат 21 увеличивает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, например 30% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, путем изменения заданной величины для автоматического регулирования этого расхода.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR2 и если расход нагнетаемого газа ниже порога QGI, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 10% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, автомат 21 уменьшает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, например 2% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, путем изменения заданной величины для автоматического регулирования этого расхода.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR3 и если открытие насадки 9 ниже порога, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 100% максимального открытия насадки 9, автомат 21 увеличивает открытие насадки на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.
Если расчетный расход добычи углеводородов превышает SR4 и если открытие насадки 9 превышает порог, заранее определенный в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 60% максимального открытия насадки 9, автомат 21 уменьшает открытие насадки 9 на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.
Одновременно автомат 21 сравнивает расчетный расход добычи углеводородов с определенным перед этим порогом Т1 и, если этот расход ниже Т1, автомат возобновляет фазу запуска.
Благодаря комбинированному воздействию на выпускную насадку и на контрольный газонагнетательный клапан по способу в соответствии с настоящим изобретением первая газовая пробка и первая жидкая пробка устраняются и добыча углеводородов стабилизируется путем стабильного и сведенного до минимума нагнетания газа в эксплуатационную колонну.
Описанный выше способ управления нефтегазодобывающей скважиной не ограничивается управлением данного типа скважины, он может также применяться при внесении некоторых конструктивных изменений, доступных для специалистов, для управления другими следующими типами скважин:
тип скважины с “двойной комплектацией”, показанный на фиг.2, при котором в одном стволе 3 обсадных труб установлены две эксплуатационные колонны 32 и 33 и применяются две выпускных насадки 34 и 35 для отвода добываемых углеводородов, в качестве примера можно упомянуть, что расход газа, регулируемый контрольным клапаном 6, представляет собой сумму расходов, определенных программой управления для каждой из эксплуатационных колонн, а фазу запуска одной колонны не осуществляют до тех пор, пока расход добычи другой колонны не превысит заранее определенный порог;
тип скважины с осевым нагнетанием газа, при котором активационный газ нагнетается по трубопроводу, установленному внутри эксплуатационной колонны;
тип скважины с “объединенной подачей газа”, при котором газ нагнетается в две скважины 40 и 41 по общему газонагнетательному трубопроводу.
Изобретение относится к эксплуатации скважин и может быть использовано для управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа. Задача изобретения заключается в предотвращении сбоев. Скважина включает в себя, по меньшей мере, одну эксплуатационную колонну внутри обсадных труб, образующую вместе с обсадными трубами кольцевое пространство, соединенное при помощи нагнетательного газопровода через контрольный клапан с источником газа под давлением, оборудованную, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном и соединенную с выпускным трубопроводом, оборудованным выпускной насадкой с регулируемым открытием. При первоначально закрытых контрольном клапане и выпускной насадке способ включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи и стадии установки эксплуатационного режима, после которой следует эксплуатационная фаза. Во время стадии начала нефтегазодобычи сравнивают давление на выходе контрольного клапана с двумя заранее определенными порогами и в зависимости от результатов сравнения открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство с заранее определенным расходом, а при достижении верхнего порога дополнительно постепенно открывают насадку до заранее определенной величины для достижения заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов. Во время стадии установки эксплуатационного режима сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом T1 и, если этот расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие насадки до заранее определенной величины, а если нет - повторяют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе насадки с заранее определенным порогом Р1 и, если указанный расход и указанное давление устойчиво превышают одновременно оба указанных порога в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - повторяют операцию сравнения. 6 з.п. ф-лы, 3 ил.
| СПОСОБ ЛУЧЕВОЙ ТЕРАПИИ ЛИМФОГРАНУЛЕМАТОЗА | 2003 |
|
RU2252797C2 |
