Изобретение касается способа эксплуатации подземного газохранилища согласно ограничительной части пункта 1 формулы изобретения и регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища согласно ограничительной части пункта 17 формулы изобретения.
Подобный способ эксплуатации подземного газохранилища служит, прежде всего, для проведения процесса закачивания в газовое хранилище среды и откачивания среды из него. При использовании данного способа определенная среда закачивается в газохранилище и выкачивается из него, причем для закачивания и откачивания среды используется группа скважин, состоящая, по меньшей мере, из двух скважин, через которые среда протекает при закачивании и откачивании. Каждая из скважин относится к определенному слою хранения P1-PN, через который соответствующая скважина соединена со всем хранилищем для протекания среды. Скорость течения среды устанавливается на основании заданных значений.
Установка заданных значений для регулирования процессов закачивания и разгрузки является, как правило, задачей ответственного за резервуар инженера, который определяет подходящие задаваемые значения и задает их обслуживающему персоналу установки для эксплуатации и регулирования скважин. Производительность газохранилища, в частности эффективность процессов закачивания и откачивания, и емкость газохранилища для приема среды зависят, таким образом, в значительной степени от опыта и компетенции ответственного за резервуар инженера-оператора.
Из DE 19653725 C1 известны способ и устройство для контроля и регулирования процессов закачивания и откачивания среды в газохранилищах с определенным геометрическим объемом. При этом контроль и регулирование осуществляются на основе замеренного на устьевом оборудовании скважины давления и производной от него скорости потока или объемного потока определенной среды в скважине без необходимости непосредственного измерения количества перемещаемой по скважине текучей среды.
Способ, известный из DE 19653725 C1, облегчает контроль и регулирование процессов закачивания и откачивания в газохранилище, по которому можно получить определенные данные о скорости потоков в скважинах для реализации процессов закачивания и откачивания. Инженеру, отвечающему за резервуар и за эксплуатацию скважин, предоставляются при этом параметры состояния, характеризующие процессы закачивания и откачивания, причем само регулирование системы находится в ответственности этого инженера.
В основе данного изобретения лежит задача предоставления способа и регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища, с помощью которых для ответственного за резервуар инженера улучшается регулирование работы газохранилища при реализации процессов закачивания и откачивания среды и обеспечивается оптимальное использование газохранилища при более высокой эксплуатационной надежности.
Данная задача решается за счет способа с признаками п.1 формулы изобретения.
При этом согласно изобретению предусматривается, что заданные значения определяются таким образом, чтобы разница в значениях гидравлического давления среды в соответствующих группах скважин была сведена к минимуму.
Изобретение исходит из основной идеи, основывающейся на том, чтобы описать поведение газохранилища и соединенных с ним скважин для закачивания и откачивания среды с помощью математической модели и на основе математической модели рассчитать задаваемые значения для регулирования скважин. Способ согласно изобретению предоставляет, таким образом, возможность максимальной автоматизации процессов регулирования и оказания всемерной поддержки отвечающему за эксплуатацию газохранилища инженеру путем выдачи задаваемых значений.
Задаваемые значения определяются согласно изобретению таким образом, что разница между значениями гидравлического давления в группах скважин, то есть между скважинами в газохранилище, сводится к минимуму. Группа скважин располагает двумя или большим количеством скважин. При этом не все скважины газохранилища должны быть отнесены к какой-то группе скважин. Возможен, например, вариант объединения двух скважин газохранилища в одну группу скважин и сведения к минимуму разницы между значениями гидравлического давления в этих скважинах. Можно, однако, рассматривать все скважины газохранилища как одну группу скважин и свести к минимуму разницу между всеми значениями гидравлического давления.
За счет минимизации разности давлений предотвращается возникновение процессов обтекания между скважинами в газохранилище для выравнивания разницы в давлении, благодаря чему предоставляется возможность равномерного закачивания и откачивания среды из газохранилища. Математическая модель описывает состоящую из газохранилища и из скважин установку настолько полно, что на основании параметров, полученных и рассчитанных в результате замеров, надежным образом могут быть выведены задаваемые значения скорости течения, которые должны быть установлены в отдельных скважинах и которые предотвращают появление разницы в значениях гидравлического давления в скважинах.
Предпочтительно математическая модель представляет собой сетевую схему, описывающую взаимодействие, по меньшей мере, двух скважин и газохранилища в виде сети. С этой целью сеть располагает элементами в виде элементов сопротивления, источников напряжения и элементов, которые описывают поведение, по меньшей мере, двух скважин и газохранилища, то есть сопротивления потоков, емкости и тому подобное. Математическая модель в виде сетевой модели может быть затем рассчитана по известным в электротехнике принципам теории беспорядочной непрерывной сетки.
Предпочтительно задаваемые значения корректируются таким образом, что соответствующие разнице в гидравлическом давлении между скважинами значения разности напряжений между точками сети, которые соответствуют значениям гидравлического давления, по меньшей мере, двух скважин, сводятся к минимуму. Разности давлений между гидравлическим давлением в скважинах газохранилища выражаются в данном случае в виде разности напряжений и за счет установки заданных значений сводятся к минимуму до такой степени, что в идеальном случае разность давлений равняется нулю.
Состояние газохранилища и связанных с ним скважин может постоянно изменяться во время эксплуатации, в частности в процессе закачивания и откачивания, по причине изменения соотношений давлений в газохранилище и в скважинах. Предпочтительно поэтому элементы сети, описывающей скважины и газохранилище, определяются и постоянно корректируются в режиме реального времени в зависимости от текущего состояния газохранилища. Параметры элементов зависят при этом, с одной стороны, от статических условий, например от выполнения буровых скважин и от использованных на скважинах узлов, таких как фильтры и колонны обсадных труб, а с другой стороны - от динамически изменяющихся величин, например от вида возникающего турбулентного или ламинарного потока и от соотношения давлений. Благодаря тому, что элементы сети рассчитываются в режиме реального времени на основе собранных измеренных величин, то гарантируется, что обязательно принимаются во внимание актуальное состояние газохранилища и, прежде всего, его динамически изменяющиеся параметры.
Предпочтительно предусмотрено, что задаваемые значения также корректируются в зависимости от состояния газохранилища. Корректировка задаваемых значений осуществляется здесь при изменении элементов сети, значение которых превышает определенное заданное предельное значение. Изменение установленного состояния газохранилища, непосредственно влекущее за собой изменение значений элементов сети, описывающей состояние скважин и газохранилища, не вызывает тем самым непосредственную корректировку заданных значений, а только в том случае, когда величина изменения превышает заданное предельное значение. Благодаря этому можно избежать ненужного последующего регулирования заданных значений.
Преимущественно значения элементов сети и/или заданные значения сохраняются согласно их назначению. Для этого значения элементов сети в качестве функции времени в течение процесса закачивания или откачивания вводятся в банк данных и могут быть использованы при дальнейшей эксплуатации.
Например, в этой связи сохраненные ранее заданные значения и элементы сети могут использоваться при эксплуатации газохранилища для определения его состояния. В частности, возможен вариант сохранения в банке данных архивных значений и элементов всей сети. Путем сравнения полученных актуальных заданных значений и касающихся скважин элементов сети с полученными ранее и сохраненными значениями можно судить об элементах, которые описывают сопротивления потока и емкость газохранилища и которые вместе с ранее полученными значениями могут быть сохранены и внесены в банк данных, а отсюда можно сделать вывод о состоянии установки, например об уровне заполнения газохранилища.
В одном из предпочтительных вариантов выполнения при определении элементов сети учитываются длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах скважин. Длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах могут варьироваться вдоль каждой скважины и учитываются соответственно при определении элементов сети. С этой целью скважина может быть разделена на отдельные участки, к которым соответственно относятся определенная длина трубы, определенный диаметр трубы и определенный коэффициент трения в трубе, на основе которых с использованием интегрального метода можно судить о сопротивлении потока во всей скважине.
Для определения элементов для технико-сетевого описания скважины характеризующие выполнение скважины длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубе предпочтительно заранее сохраняются в банке данных и запрашиваются оттуда для определения элементов. Банк данных содержит детальную информацию о специфическом выполнении скважин, об их направлении в образующей газохранилище горной породе, об используемых в скважине узлах и о точном выполнении скважин, в частности об их длинах, диаметрах и коэффициентах трения в трубе.
Еще в одном варианте реализации способа в процессе откачивания на каждой скважине дополнительно контролируют разности давлений между слоем хранения и устьевым оборудованием скважины, расположенным на противоположном слою хранения окончании скважины, с тем чтобы значение разности давлений не превышало определенное предельное значение. Тем самым отслеживается, чтобы разность давлений между устьевым оборудованием скважины и слоем хранения в пределах одной скважины не становилась слишком большой и чтобы скорость потока в скважине не превышала определенного значения.
Задача решается далее за счет регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища для реализации описанного выше способа с признаками п.17 формулы изобретения.
Регулирующее устройство располагает интерфейсом, через который регулирующее устройство соединяется с группой скважин, состоящей, по меньшей мере, из двух скважин для закачивания среды в газохранилище или для откачивания среды из газохранилища, и регулирует, по меньшей мере, две скважины, причем, по меньшей мере, две скважины относятся соответственно к одному слою хранения, через который соответствующая скважина соединена для протекания среды с газохранилищем, в котором среда имеет определенное давление. Согласно изобретению регулирующее устройство выполнено так, что, по меньшей мере, две скважины регулируются таким образом, что разница в гидравлическом давлении среды в скважинах внутри группы скважин сведена к минимуму.
С помощью регулирующего устройства согласно изобретению предоставляется возможность максимальной автоматизации процесса эксплуатации газохранилища. Регулирующее устройство оказывает ответственному за резервуар инженеру всемерную поддержку при выполнении им своих задач и автоматически берет на себя выполнение поддающихся автоматизации и необходимых для реализации процессов закачивания и откачивания задач. При этом ответственному за резервуар инженеру целенаправленно вносятся предложения, благодаря которым обеспечивается эффективная и надежная эксплуатация газохранилища.
Предпочтительно регулирующее устройство располагает банком данных для накопления параметров скважин, относящихся к скважинам и газохранилищу, в виде технических и геологических данных, а также заархивированных измеренных величин. Для эксплуатации газохранилища регулирующее устройство использует большое количество информации, накопленной в банке данных, и регулирует работу газохранилища на основе этих накопленных данных в их комбинации с текущими измеренными величинами, описывающими состояние газохранилища в конкретный момент. Данные в банке данных предпочтительно регулярно обновляются и расширяются за счет текущих описывающих состояние газохранилища данных.
Предпочтительно регулирующее устройство имеет модуль управления эксплуатацией для регулирования скважин. Модуль управления эксплуатацией берет на себя выполнение задач в поддержку ответственного за резервуар инженера, рассчитывает и определяет задаваемые значения для регулировки скорости течения среды в скважинах и предоставляет, таким образом, возможность эффективной и надежной эксплуатации газохранилища при максимальном использовании его емкости и оптимизации процессов закачивания и откачивания.
Кроме этого регулирующее устройство включает в себя эталонный модуль скважины для определения параметров скважины, описывающих ее состояние. Эталонный модуль скважины осуществляет сбор и предварительную обработку данных о текущем состоянии скважин, замеряет и рассчитывает скорость потоков, а также элементы сети математической модели, описывающие скважины, и характеризует, таким образом, актуальное состояние каждой скважины.
Для управления параметрами скважин, собранных эталонным модулем скважин, служит предпочтительно модуль паспорта скважины регулирующего устройства, который взаимодействует с банком данных регулирующего устройства и управляет и делает доступными параметры, внесенные в банк данных и описывающие состояние скважин.
Лежащая в основе изобретения идея будет подробнее разъяснена ниже на примерах выполнения изобретения, изображенных на фигурах. На них представлено следующее:
фиг.1 - схематическое обзорное изображение подземного газохранилища для хранения среды, в частности природного газа, с тремя скважинами для закачивания и откачивания среды;
фиг.2 - схематическое изображение сети для определения задаваемых значений для регулировки скорости течения среды в скважинах при закачивании и откачивании среды;
фиг.3 - блок-схема программы регулирования работы газохранилища; и
фиг.4 - схематическое изображение регулирующего устройства для регулирования работы газохранилища.
На фиг.1 приводится схематическое обзорное изображение газохранилища 1, которое соединено с тремя скважинами 21, 22, 2N для закачивания и откачивания складируемой в газохранилище 1 среды. Газохранилище 1 может быть выполнено, например, в виде хранилища в водоносном горизонте и использоваться для хранения природного газа или других сред.
Соединенные с газохранилищем 1 скважины 21-2N имеют соответственно по одной проходящей между газохранилищем 1 и поверхностью земли трубе 41-4N скважины, которая соединена для протока среды на одном своем конце, в основании Р1-PN скважины 21-2N, с газохранилищем 1, а на другом конце - с регулировочным механизмом 31-3N. К каждому регулировочному механизму 31-3N присоединяется соответственно трубопровод 51-5N скважины, который соединяет скважину 21-2N с не изображенной на фигуре установкой на поверхности земли для дальнейшей переработки хранящейся в газохранилище 1 среды.
Для закачивания текучая среда направляется из установки на поверхности земли через скважины 21-2N по трубопроводам 51-5N и трубам 41-4N в газохранилище 1. В обратном направлении для откачивания среды она направляется через скважины 21-2N из газохранилища 1 на установку на поверхности земли. Скорость течения среды в газохранилище 1 или из него устанавливается для каждой скважины отдельно с помощью регулировочных механизмов 31-3N, которые могут быть выполнены, например, в виде регулировочных клапанов и которые устанавливают количество среды, протекающей в единицу времени через скважину 21-2N.
Регулировочные механизмы 31-3N управляются с помощью регулирующего устройства 6, которое задает значения S1-SN и устанавливает посредством заданных значений S1-SN скорость течения среды в скважинах 21-2N.
В процессе закачивания и откачивания может возникнуть разность между гидравлическим давлением в скважинах 21-2N, которая может негативно сказаться на процессе закачивания и откачивания. Подобные разности давлений рР1-2, рР2-N, pPN-1 могут привести к обтеканию среды в газохранилище 1 и снижают производительность газохранилища 1, особенно его емкость и эффективность процессов закачивания и откачивания.
Поэтому согласно изобретению предусмотрена установка заданных значений S1-SN на регулировочных механизмах 31-3N скважин 21-2N таким образом, чтобы разница в гидравлическом давлении рР1-2, рР2-N, pPN-1 группы скважин, состоящей из скважин 21-2N, была сведена к минимуму. Таким образом, достигается состояние, когда между значениями гидравлического давления рР1-2, рР2-N, pPN-1 всех скважин 21-2N не возникает разности давлений и когда можно максимально избавиться от процессов обтекания между отдельными скважинами Р1-PN в резервуаре.
При этом возможно также отнесение только двух из скважин 21-2N к одной группе скважин и сведение к минимуму разности давлений только между этими скважинами 21-2N. Однако все скважины 21-2N можно с успехом рассматривать как одну группу скважин и к минимуму сводить разницу между всеми значениями гидравлического давления рР1-2, рР2-N, pPN-1 в газохранилище 1.
Одна из важнейших задач при эксплуатации газохранилищ 1, в частности хранилищ природного газа, заключается в распределении количества подлежащей закачиванию или откачиванию среды по имеющимся в распоряжении скважинам 21-2N в зависимости от их производительности. При этом необходимо иметь в виду, что не должна возникать большая разность между значениями гидравлического давления в скважинах 21-2N для целенаправленного достижения определенных механических процессов течения внутри резервуара газохранилища 1. Это распространяется на процессы закачивания и откачивания среды. При откачивании дополнительно необходимо контролировать скважины 21-2N на предмет того, чтобы разность давлений р1О-Р, р2О-Р, pNO-Р (депрессия) между устьевым оборудованием О1-O2N скважины и слоем хранения Р1-PN скважины 21-2N не превышала определенного значения.
Закачиваемое или откачиваемое количество среды регулируется на скважинах 21-2N за счет устанавливаемых на регулировочных механизмах 31-3N задаваемых значений S1-SN. Регулировочные механизмы 31-3N выполнены, например, в виде регулировочных клапанов и регулируют за счет установки задаваемых значений S1-SN скорость течения среды через скважины 21-2N.
Для определения задаваемых значений S1-SN используется математическая модель, которая описывает поведение скважин 21-2N и газохранилища 1 с помощью нелинейной сети, содержащей элементы в виде элементов сопротивления, источников напряжения и элементов, характеризующих поведение скважин 21-2N и газохранилища 1.
Схематическое изображение сети, описывающей взаимодействие скважин 21-2N и газохранилища 1, приводится на фиг.2. В сети каждая скважина 21-2N изображается в виде сетевой ветви О1-Р1, О2-Р2, ON-PN и описывается на основе ее горизонтального сопротивления потока Rh1-RhN, ее вертикального сопротивления потока Rv1-RvN, коэффициента фильтрации а1-aN, коэффициента турбулентности b1-bN и коэффициентов Горнера α1-αN и β1-βN. На своем устьевом оборудовании скважины О1-ON скважины 21-2N соединены с установкой на поверхности земли, а в слое хранения Р1-PN - с газохранилищем 1. Соединение скважин 21-2N через газохранилище 1 характеризуется соответствующим сопротивлением потока Rs1-RsN и элементом Cs1-CsN.
При определении задаваемых значений S1-SN проблемными являются различные величины сопротивления скважин 21-2N - из-за выполнения труб 41-4N скважин, имеющихся в скважине 21-2N фильтров и т.д. - и газохранилища 1.
Ниже будет кратко обобщено определение скорости течения через скважину 21-2N с учетом выполнения скважин 21-2N, состоящих из отдельных участков.
Для каждой скважины 21-2N дистанция между газохранилищем 1 и установкой на поверхности земли рассчитывается следующим образом.
Сначала рассчитывается дистанция между газохранилищем 1 и слоем хранения Р1-PN скважины 21-2N, обозначаемой также как забой скважины, по формуле
.
Для дистанции трубы скважины 41-4N между слоем хранения Р1-PN скважины 21-2N и устьевым оборудованием скважины О1-ON получается
а для дистанции трубопровода 51-5N между устьевым оборудованием скважины О1-ON и установкой на поверхности земли
.
Эти уравнения можно соединить в уравнение
и в уравнение
и путем решения (1) и (2) по Q в уравнение
В приведенных выше уравнениях использованы следующие обозначения:
Q - скорость течения,
pBS-F - гидравлическое давление в слое хранения Р1-PN скважины 21-2N,
pBS-R - полное давление потока в слое хранения Р1-PN скважины 21-2N,
pSt-F - гидравлическое давление на устьевом оборудовании О1-ON скважины 21-2N,
pуст-ка на пов.земли - гидравлическое давление в конечной точке трубопровода 51-5N на установке на поверхности земли,
Θскважины - сопротивление потока трубы 41-4N скважины,
Θтрубопровода - сопротивление потока трубопровода 51-5N,
Θкомплекса - сопротивление потока скважины 21-2N в целом,
а - коэффициент фильтрации по Минскому,
b - коэффициент турбулентности по Минскому,
e2S - барометрический коэффициент в скважине 21-2N.
Уравнение (3) используется для создания кривых производительности для каждой скважины 21-2N и представляет в качестве параметра для каждой скважины 21-2N в виде семейства кривых скорость течения Q в зависимости от полного давления потока pBS-R в слое хранения Р1-PN с гидравлическим давлением pуст-ка на пов.земли на установке на поверхности земли. Для определения кривых производительности рассчитывается семейство кривых Q=f(pBS-R, pуст-ка на пов.земли) для pуст-ка на пов.земли<pBS-R и изображается в виде семейства кривых Q=f(pBS-R) для различных pуст-ка на пов.земли.
Полное давление потока pBS-R выражает давление в газохранилище в слое хранения Р1-PN. Кривые производительности позволяют тем самым сделать суждение, какую скорость течения Q может обеспечить скважина 21-2N при определенном давлении в газохранилище pBS-R, когда на установке на поверхности земли удерживается заданное давление pуст-ка на пов.земли.
Определение параметров a и b осуществляется экспериментально с помощью теста скважины. Прочие параметры газохранилища, такие как температура слоя, вязкость текучей среды, реальный газовый фактор, проводимость газа, проницаемость, проводимость под давлением, комплексные параметры, степень реальности газа, эффективный радиус буровой скважины, определяются с помощью проверки скважины на основе замеров роста и падения давления.
Как обычно, в уравнении (1) делается упрощение в том виде, что Θкомплекса устанавливается как постоянная величина. Это не совсем точно и приводит к неполному учету изменяющегося вдоль трубы скважины сопротивления потока скважины 21-2N. Поэтому в рамках представленного здесь способа сопротивление потока Θ=f(Q) рассчитывается как функция скорости течения Q и выполнения скважины 21-2N и учитывается в уравнении (3) таким образом, что принимаются во внимание длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубе, накопленные в банке данных регулирующего устройства 6.
Расчет функции Θ=f(Q) как функции скорости течения Q и выполнения скважин 21-2N слишком трудоемок, поскольку для каждой скважины необходимо учитывать большое количество узлов, например участки труб, фильтры, клапаны и т.п., поэтому он осуществляется с помощью компьютера регулирующего устройства 6.
Сопротивление потока рассчитывается (по участкам) следующим образом:
Причем λ обозначает коэффициент трения в трубе, d - диаметр трубы, Т - средняя температура среды, e2s - барометрический коэффициент, а z - реальный газовый фактор. Длина трубы учитывается при определении веса столба среды. На основе полученных значений сопротивления потока могут быть затем непосредственно выведены характеризующие сопротивление потока значения элементов сопротивления Rh1-RhN, Rv1-RvN сети N.
В зависимости от так называемого числа Рейнольдса Re получаются различные значения сопротивления потока для турбулентных или ламинарных потоков. Вид потока учитывается поэтому при расчете сопротивления потока. В результате получается уравнение для Q=f(pBS-R, Θ), которое служит для определения семейства кривых производительности и совершенно точно учитывает выполнение скважин 21-2N.
При закачивании среды в газохранилище 1 и откачивании среды из него, по возможности, вообще не должна возникать разность в гидравлических давлениях скважин 21-2N, с тем чтобы можно было предотвратить возникновение процессов обтекания внутри газохранилища 1. Для достижения этого рассчитывается целевое давление, и отсюда выводятся соответствующие задаваемые значения S1-SN для регулирования скорости течения Q в каждой отдельной скважине 21-2N.
Для расчета используется приведенная на фиг.2 сеть N из элементов сопротивления Rh1-RhN, Rv1-RvN, Rs1-RsN источников питания, барометрического коэффициента (e2s), а также элементов Cs1-CsN, которая позволяет произвести расчет взаимодействия скважин 21-2N и газохранилища 1 согласно законам электротехники с целью рассчитать задаваемые значения S1-SN таким образом, чтобы свести к минимуму разность напряжений (в соответствии с разностью давлений pp1-2, pp2-N, pPN-1) между точками Р1-PN. Таким образом, предоставляется возможность закачивания среды в газохранилище 1 и откачивания ее при предельном избегании возникновения процессов обтекания в газохранилище 1.
Изображенная на фиг.2 сеть N содержит элементы сопротивления Rh1-RhN, Rv1-RvN, а1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, которые были определены при предварительном проведении проверки скважин и сохранены в банке данных регулирующего устройства 6. Сопротивления Rh1-RhN и Rv1-RvN представляют горизонтальные и вертикальные составляющие сопротивлений отдельных скважин 21-2N и рассчитываются для каждой отдельной скважины 21-2N в зависимости от изменяющихся накопленных в банке данных длин труб, диаметров труб и коэффициентов трения в трубах.
Элементы сопротивления и накопительные элементы Rs1-RsN и Cs1-CsN образуют сеть RC эквивалентных сопротивлений, которая описывает соединение между скважинами 21-2N и зависит от текущего состояния накопителя.
На фиг.3 в схематическом виде приводится последовательность реализуемой за счет регулирующего устройства 6 регулировки. Первоначально на ступени 99 устанавливаются задаваемые значения S1-SN. На основе замеренных в режиме реального времени состояний давления, которые представляют собой вектор состояния, из системы управления (состоящей из скважин 21-2N и их узлов) на ступени 100 на ступени 101 осуществляется постоянный расчет значений элементов сопротивления Rh1-RhN, Rv1-RvN. Если в результате постоянного определения элементов сопротивления Rh1-RhN и Rv1-RvN появляются изменения, значение которых превышает определенную границу, то на ступени 102 производится новый расчет задаваемых значений S1-SN. Задаваемые значения S1-SN проверяются на ступени 103 функцией «сравнение предельных значений» вместе с замеренным в режиме реального времени вектором состояния системы управления на предмет их достоверности и предлагаются на ступени 104 оператору в качестве новых задаваемых значений. Оператор сличает на ступени 105 заданные значения S1-SN и передает их на ступени 106 в систему управления. Заданные значения S1-SN вносятся на ступени 107 в архив банка данных регулирующего устройства 6.
Функция «сравнение предельных значений» согласно ступени 103 содержит нижнее и верхнее предельные значения для подачи сигнала предупреждения или тревоги, которые устанавливаются оператором, как правило, ответственным за резервуар инженером, в зависимости от местных условий в газохранилище 1, от оснащения измерительной техникой (доступные значения измерений) и от желательного режима эксплуатации.
В одном из предпочтительных вариантов элементы Rs1-RsN, Cs1-CsN сети RC эквивалентных сопротивлений идентифицируются из накопленных архивных данных. В архиве хранятся представляющие параметры сети N параметры S1-SN, а1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rh1-RhN, Rv1-RvN, а также балансы закачивания и откачивания среды для каждой отдельной скважины 21-2N. Путем сравнения полученных текущих параметров S1-SN, а1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rh1-RhN, Rv1-RvN с накопленными в архиве параметрами может быть определено состояние скважин 21-2N и газохранилища 1, а также могут быть непосредственно выведены также хранящиеся в архиве элементы Rs1-RsN и Cs1-CsN сети RC эквивалентных сопротивлений, и таким образом может быть сделан вывод о текущем состоянии газохранилища 1.
Регулирующее устройство 6 выполнено предпочтительно в виде вычислительной системы и налажено для регулирования системы управления, включающей скважины 21-2N, газохранилище 1 и установку на поверхности земли. Для реализации этой цели регулирующее устройство 6 располагает системой программного обеспечения, которая берет на себя выполнение задач по регулированию и установлена в вычислительной системе.
Система программного обеспечения выполняет функцию регулирования системы управления, в значительной степени в автоматическом режиме, и оказывает поддержку ответственному за резервуар инженеру при управлении работой газохранилища 1. С помощью системы программного обеспечения оптимизируется эксплуатация газохранилища 1 и эффективно реализуются процессы закачивания и откачивания среды. Благодаря оптимальному регулированию скважин 21-2N системы управления может быть улучшена емкость газохранилища 1, а кроме этого могут быть увеличены сроки службы скважин 21-2N, сокращены производственные расходы и заблаговременно обнаружен выход из строя оборудования.
Обзор функциональной реализации регулирующего устройства 6 приводится на фиг.4. Регулирующее устройство 6 включает в себя отдельные модули 61-64, 66-67, которые в качестве части системы программного обеспечения установлены в вычислительной системе регулирующего устройства 6.
Система программного обеспечения располагает модулем управления эксплуатацией 67, который производит оценку и анализ всех важных параметров, определяет задаваемые и предельные значения, а также выполняет прогнозирующие функции. Модуль управления эксплуатацией 67 предоставляет возможность эксплуатации газохранилища 1 в значительной степени в автоматическом режиме.
Релевантные технические и геологические данные, а также архивные значения измерений сохраняются в банке данных 61 (модуль «база знаний»), который актуализируется во время эксплуатации.
Модуль отчетов 62 производит на базе разработанных с учетом специфики эксплуатации шаблонов и на основе содержащейся в банке данных 61 информации документы с таблицами и графиками для менеджмента накопителя и документацию по текущим процессам.
Эталонный модуль 63 скважин служит для определения и проверки параметров скважин и свойств резервуара и позволяет сделать сравнение с прежними тестами и с другими скважинами 21-2N.
Модуль паспорта 64 скважины берет на себя управление данными, касающимися скважин 21-2N, и обеспечивает быстрый доступ ко всем параметрам скважин.
Система программного обеспечения регулирующего устройства 6 предоставляет возможность наблюдения и контроля над процессами закачивания и откачивания среды и информирует оператора о текущих измеренных величинах, а также об актуальном состоянии подземного оборудования газохранилища 1. При эксплуатации хранилищ в водоносном горизонте необходимо дополнительно принимать во внимание геологические особенности соответствующего месторождения в связи с параметрами скважин и с используемой текучей средой. Наряду с измеренными на установке величинами будет предоставляться большое количество информации (отчасти после дополнительных расчетов), с тем чтобы можно было определить задаваемые значения S1-SN для процессов закачивания и откачивания среды, особенно с учетом механических ограничений в резервуаре. Система программного обеспечения оказывает поддержку обслуживающему персоналу и освобождает его от выполнения рутинных операций (например, таких как определение параметров скважин 21-2N и газохранилища 1, управление данными по скважинам и буровым скважинам, а также подготовка диаграмм, обзоров и докладов для составления документации об эксплуатации хранилища).
Система программного обеспечения регулирующего устройства 6 оказывает, кроме того, поддержку при принятии решений по оптимальной эксплуатации газохранилища 1 и берет на себя контроль за процессами закачивания и откачивания среды, в частности, в тех случаях, когда газохранилище 1 должно эксплуатироваться на пределе своей мощности.
Перед введением в действие регулирующего устройства 6 система программного обеспечения проводит анализ особенностей газохранилища 1 с его скважинами 21-2N, а также требований к ведению процесса эксплуатации. На основе этих результатов система программного обеспечения подстраивается под конкретный способ эксплуатации, с тем чтобы обеспечить оптимальное, ориентированное на газохранилище 1 ведение процесса работы.
К задачам ответственного за резервуар инженера относится определение задаваемых значений S1-SN для процессов закачивания и откачивания среды в газохранилище 1 и предоставление этих данных обслуживающему персоналу. Система программного обеспечения регулирующего устройства 6 представляет собой систему технологического процесса и предлагает функции, которые оказывают поддержку ответственному за резервуар инженеру при эксплуатации газохранилища 1 с буровыми скважинами и скважинами 21-2N, обеспечивают оптимальное использование емкости газохранилища 1 и повышают эксплуатационную надежность установки.
Использование системы программного обеспечения для регулирования работы газохранилища 1 предоставляет следующие преимущества:
- повышение производительности скважин 21-2N и производительности хранилища в целом;
- уменьшение производственного риска благодаря заблаговременному распознанию неполадок;
- гарантию щадящего режима работы газохранилища 1, т.е. увеличение срока службы скважин 21-2N и агрегатов установки;
- предсказуемость и воспроизводимость поведения оборудования при переналадках;
- более быстрое и надежное реагирования при изменении нагрузки;
- простой доступ к геологическим данным и установочным параметрам каждой скважины 21-2N;
- упрощенную обработку и оценку данных;
- эффективную разработку докладов и документов и
- повышенное удобство в обслуживании системы управления.
Модули регулирующего устройства будут более подробно описаны ниже.
1. Модуль «база знаний» 61
Основой для реализации всех функций системы программного обеспечения является модуль «база знаний» в виде банка данных 61. В нем сохранены все данные и вся информация, которые необходимы для функционирования системы программного обеспечения. К ним относятся:
- структурное описание установки/геометрия накопителя;
- данные по накопителю и по буровым скважинам;
- установочные параметры скважин 21-2N и их оснащение измерительной техникой;
- задаваемые вручную, импортированные и рассчитанные значения;
- специфические для проекта константы и установки.
Данные в режиме реального времени и архивные данные предоставляются на скважины 21-2N через интерфейс 65.
2. Модуль управления эксплуатацией 67
Задачей модуля управления эксплуатацией 67 является контроль над производительностью каждой скважины 21-2N в соответствии с указаниями по управлению работой хранилища, а также с предписаниями по экономичности и технике безопасности. Наблюдение за всеми скважинами 21-2N позволяет опять-таки интерпретировать проходящие в хранилище процессы и расчет емкости хранилища с целью оптимизации его работы. Так формулируются прогнозы по специальным требованиям и оказывается поддержка при изучении различных режимов эксплуатации. Модуль управления эксплуатацией 67 тщательно приводится в соответствие с особенностями ведения процесса работы в каждом отдельном газохранилище 1.
Модуль управления эксплуатацией 67 готовит на основе полученных характеристик и специально заданных, специфических для каждого конкретного случая использования правил рекомендации по эксплуатации газохранилища 1, в частности с какими заданными значениями S1-SN и в каких пределах должна осуществляться эксплуатация. Последнее слово в принятии решения о фактически задаваемых значениях S1-SN принадлежит ответственному за резервуар инженеру. Но в этой связи вполне возможен и вариант полной автоматизации работы газохранилища 1 с помощью модуля управления эксплуатацией 67, то есть осуществления регулирующим устройством 6 самостоятельной установки заданных значений S1-SN.
Модуль управления эксплуатацией 67 предоставляет определенные задаваемые значения S1-SN по интерфейсу 65 скважин 21-2N и управляет регулировочными механизмами 31-3N для регулирования скорости течения в скважинах 21-2N.
3. Модуль паспорта 64 скважины
Модуль паспорта 64 скважины служит для управления данными по буровым скважинам и скважинам. В модуле паспорта 64 данные по геологии газохранилища 1 и по буровым скважинам, а также специфическая для буровых скважин информация о состоянии подземной выработки сохраняются в банке данных 61. Тем самым в распоряжении геолога или ответственного за резервуар инженера имеется собрание данных со значениями и параметрами каждой скважины 21-2N, в котором он в любое время может получить актуальную информацию о каждой скважине 21-2N, например, для проведения технического обслуживания или ремонтных работ. Кроме этого сохраняются результаты геологических измерений на скважинах 21-2N. В банке данных 61 содержится информация о:
- хранилище (расположение, объемы газа, геологическая структура, площадь, глубина и т.д.);
- буровой скважине (расположение, высота основания, тип, период бурения, способ бурения, завершение и т.д.);
- скважине 21-2N (техническая колонна обсадных труб, колонна транспортных труб, фильтры, перфорация, цементирование/заполнение затрубного пространства);
- литологии и стратиграфии и
- данных измерений (радиоактивные отметки, каротажные кривые).
4. Эталонный модуль 63 скважины
Эталонный модуль 63 скважины служит для сбора и расчета параметров скважин и слоев и предоставляет информацию о производительности скважин 21-2N в процессе закачивания и откачивания среды. При необходимости учитываются данные анализа текучей среды для определения ее свойств (динамической вязкости, фактора Z, фактора расширения и т.д.).
Определение параметров скважины базируется на тестировании скважин по методу Минского (ХУПЕРТА) (MINSKY; HOUPERT) или Ролинса Шеллхардта (RAWLINS SCHELLHARDT). Параметры скважины определяются, например, с помощью уравнения Минского на основе данных тестирования скважины, полученных при тестировании в процессе откачивания среды. Для этого интерактивно определяется индикаторная кривая для получения коэффициентов а, b уравнения Минского. На основе данных тестирования скважины могут быть рассчитаны и используемые на американском пространстве коэффициенты С, n по Ролинсу Шеллхардту. При помощи результатов тестирования скважин и оценки по Минскому могут быть рассчитаны кривые производительности для закачивания и откачивания среды. Они изображаются на диаграммах как семейство кривых или в форме таблицы и позволяют сделать заключение о том, какую норму в процессе откачивания среды может выполнить определенная скважина 21-2N при определенном значении давления в хранилище, если на установке на поверхности земли удерживается заданное давление.
Система программного обеспечения поддерживает сравнения данных тестирования какой-либо скважины 21-2N с использованием своих собственных архивных данных или данных тестирования других скважин 21-2N. Производительность газохранилища 1 может быть обобщена в итоговой кривой.
Для определения параметров слоя может использоваться, например, способ по Горнеру (Horner), с помощью которого, в частности, можно определить коэффициенты Горнера α1-αN, β1-βN. Диаграммы для измерения повышения и падения давления создаются графически системой программного обеспечения, причем на основе графического изображения можно определить экстраполированное давление, которое позволяет затем оценить среднее давление в резервуаре, проницаемость хранилища и скин-фактор протестированной скважины.
5. Модуль отчетов 62
Модуль отчетов 62 выступает в роли ассистента по составлению отчетов, с помощью которого могут готовиться отчеты и прочая документация в виде специализированных формуляров, причем ответственный за резервуар инженер может определять, к какому моменту времени должны выдаваться отдельные отчеты.
6. Стратегический модуль 66
При необходимости регулирующее устройство 6 может иметь еще один модуль, стратегический модуль 66, который служит для стратегического планирования ведения процесса работы газохранилища 1. С помощью стратегического модуля 66 разрабатываются планы эксплуатации газохранилища на будущее с технической и производственно-экономической точки зрения, и соответствующие предложения предоставляются в распоряжение ответственного за резервуар инженера. Стратегический модуль 66 вместе с модулем управления эксплуатацией 67 (который отвечает за текущее регулирование работы скважин 21-2N) предоставляет возможность полной автоматизации эксплуатации газохранилища 1.
Лежащая в основе изобретения идея не ограничивается описанными выше примерами выполнения изобретения. В частности, способ согласно изобретению может использоваться для управления газохранилищ в виде хранилищ в водоносных горизонтах, в которых может храниться текучая среда в виде природного газа. Важно то, чтобы данный способ - за счет автоматической установки задаваемых значений - предоставлял возможность оптимальной эксплуатации газохранилища при максимальной эффективности процессов закачивания и откачивания среды и полном использовании емкости хранилища.
Перечень обозначений
1 газохранилище
21-2N скважина
31-3N регулировочный механизм
41-4N труба скважины
51-5N трубопровод скважины
6 регулирующее устройство
61 банк данных
62 модуль отчетов
63 эталонный модуль скважины
64 модуль паспорта скважины
65 интерфейс
66 стратегический модуль
67 модуль управления эксплуатацией
а1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN элемент сопротивления
e2s барометрический коэффициент
Cs1-Cs2 элемент
N сетевая схема
О1-ON устье скважины
pP1-2, pP2-N, pPN-1 разности давлений
p1O-P, p2O-P, pNO-P разности давлений
Р1-PN слой хранения
Rh1-RhN, Rv1-RvN, Rs1, Rs2 элемент сопротивления
S1-SN заданное/задаваемое значение
Изобретение касается способа эксплуатации подземного газохранилища, при котором текучая среда закачивается в газохранилище и откачивается из газохранилища. Для закачивания и откачивания среды используется группа скважин, состоящая из, по меньшей мере, двух скважин, через которые среда протекает при закачивании и откачивании, причем каждая из, по меньшей мере, двух скважин относится к одному слою хранения P1-PN, через который соответствующая скважина соединена с газохранилищем для протекания среды, в котором среда находится под давлением. Скорость течения среды в каждой из, по меньшей мере, двух скважин устанавливается на основании заданных значений. Способ согласно изобретению характеризуется тем, что заданные значения (S1-SN) определяются таким образом, что разница в значениях гидравлического давления pF1-2, PF2-n, pFN-1 среды в группе скважин 21-2N сведена к минимуму. Изобретение касается также регулирующего устройства для эксплуатации подземного газохранилища. Изобретения позволяют ответственному за газохранилище инженеру значительно облегчить управление эксплуатацией газохранилища в процессах закачивания и откачивания среды и обеспечивают оптимальное использование газохранилища с повышением его эксплуатационной надежности. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.
1. Способ эксплуатации подземного газохранилища, при котором
- среду закачивают в газохранилище и откачивают из газохранилища,
- для проведения процесса закачивания и откачивания среды используют группу скважин, состоящую из, по меньшей мере, двух скважин, через которые среда протекает при закачивании и откачивании,
- каждая из, по меньшей мере, двух скважин располагает относящимся к газохранилищу слоем хранения, через который соответствующая скважина соединена с газохранилищем для протекания среды, и в котором среда находится под давлением, и
- скорость течения среды в каждой из, по меньшей мере, двух скважин устанавливают на основании заданных значений,
отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) определяют таким образом, что разница в значениях гидравлического давления (pP1-2, PP2-N, PPN-1) среды в группе скважин (21-2N) сведена к минимуму.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) определяют таким образом, что разница (рР1-2, PP2-N, PPN-1) в значениях гидравлического давления среды во всех скважинах (21-2N) сведена к минимуму.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) определяют на основе математической модели, в которой описывается взаимодействие, по меньшей мере, двух скважин (21-2N) и газохранилища (1) в виде сетевой схемы (N).
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что сетевая схема (N) содержит элементы (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rs1-RsN, Cs1-CsN) в виде элементов сопротивления, источников напряжения и накопительных элементов, которые описывают поведение, по меньшей мере, двух скважин (21-2N) и газохранилища (1).
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) корректируются таким образом, что соответствующие разнице в гидравлическом давлении (pP1-2, pP2-N, pPN-1) между скважинами разности напряжений, по меньшей мере, двух скважин (21-2N) сводятся к минимуму.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что элементы (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rs1-RsN, Cs1-CsN) сетевой схемы (N), описывающей скважины (21-2N) и газохранилище (1), определяются в режиме реального времени в зависимости от текущего состояния газохранилища (1).
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) корректируются в зависимости от состояния газохранилища (1).
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что заданные значения (S1-SN) при изменениях элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rs1-RsN, Cs1-CsN) сетевой схемы (N), значение которых превышает предельное значение, подвергаются корректировке.
9. Способ по п.4, отличающийся тем, что значения элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN, Rs1-RsN, Cs1-CsN) сетевой схемы (N) и/или заданные значения (S1-SN) сохраняются в банке данных (61) регулирующего устройства (6).
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что на основе сохраненных заранее заданных значений (S1-SN) и элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN) сетевой схемы (N) идентифицируется состояние газохранилища (1).
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что на основе сохраненных заранее заданных значений (S1-SN) и элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN) сетевой схемы (N) идентифицируются описывающие состояние газохранилища (1) элементы (Rs1-RsN, Cs1-CsN) сетевой схемы (N).
12. Способ по п.4, отличающийся тем, что при определении элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN) сетевой схемы (N) учитываются длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах каждой из, по меньшей мере, двух скважин (21-2N).
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах вдоль скважины (21-2N) варьируются, и эти изменения учитываются при определении элементов (Rh1-RhN, Rv1-RvN, e2s, a1-aN, b1-bN, α1-αN, β1-βN) сетевой схемы (N).
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что коэффициенты трения в трубах изменяются в зависимости от прохождения потока через скважину (21-2N) и должны учитываться соответственно в зависимости от потока.
15. Способ по п.12, отличающийся тем, что изменяющиеся вдоль скважины (21-2N) длины труб, диаметры труб и коэффициенты трения в трубах сохраняются в банке данных (61).
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе откачивания контролируются разности давлений (p1O-P-pNO-P) между слоем хранения (Р1-PN) и устьевым оборудованием (O1-ON) скважины, расположенным на противоположном слою хранения (P1-PN) конце скважины (21-2N) на одной из, по меньшей мере, двух скважин (21-2N), с тем, чтобы значение разности давлений (p1O-P-pNO-P) не превышало определенное предельное значение.
17. Регулирующее устройство для эксплуатации подземного газохранилища для осуществления способа по одному из пп.1-16, содержащее интерфейс, через который регулирующее устройство соединено с состоящей, по меньшей мере, из двух скважин группой скважин для закачивания среды в газохранилище или для откачивания среды из газохранилища, и через который регулирует, по меньшей мере, две скважины, причем, по меньшей мере, две скважины относятся к соответствующему слою хранения P1-PN, через который соответствующая скважина соединена для прохождения потока с газохранилищем, в котором среда находится под давлением,
отличающееся тем, что регулирующее устройство (6) выполнено с возможностью регулирования, по меньшей мере, двух скважин (21-2N) так, чтобы разница (pP1-2, pP2-N, pPN-1) в значениях гидравлического давления среды в группе скважин (21-2N) была сведена к минимуму.
18. Регулирующее устройство по п.17, отличающееся тем, что содержит банк данных (61) для хранения параметров, характеризующих скважины (21-2N) и газохранилище (1) в виде технических и геологических данных и заархивированных измеренных величин.
19. Регулирующее устройство по п.18, отличающееся тем, что регулирующее устройство (6) выполнено с возможностью актуализирования хранящихся в банке данных (61) параметров скважин во время эксплуатации газохранилища.
20. Регулирующее устройство по п.17, отличающееся тем, что регулирующее устройство (6) содержит модуль управления (67) эксплуатацией для регулирования скважин (21-2N).
21. Регулирующее устройство по п.17, отличающееся тем, что регулирующее устройство (6) содержит эталонный модуль (63) скважин для определения параметров, описывающих скважины (21-2N).
22. Регулирующее устройство по п.18, отличающееся тем, что регулирующее устройство (6) содержит взаимодействующий с банком данных (61) модуль паспорта (64) скважины для управления параметрами скважин.
| DE 19653725 С1, 22.01.1998 | |||
| Способ газлифтной эксплуатации скважин | 1989 |
|
SU1707189A1 |
| СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОХРАНИЛИЩА В ВОДОНОСНОМ ПЛАСТЕ НЕОДНОРОДНОГО ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ | 1984 |
|
SU1241632A1 |
| СПОСОБ СОЗДАНИЯ МНОГОПЛАСТОВОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА В ВОДОНОСНЫХ ГОРИЗОНТАХ | 1996 |
|
RU2102301C1 |
