СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА Российский патент 2013 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Известен способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко, P.M.Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцент», 2002. - 880 с.: ил.).

Указанный способ позволяет оценить наличие в добываемом продукте пластовой жидкости и песка при различных дебитах скважины.

Существенным недостатком указанного способа является низкая оперативность получения результатов измерения, так как он реализуется при газодинамических исследованиях скважин нефтегазоконденсатного месторождения, а такие исследования, как правило, проводятся один раз в год.

Известен способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации, включающий измерение давления газа на устье скважины (см. патент РФ №2338877).

Существенный недостаток указанного способа - он позволяет вести газодинамические испытания кустов газовых и газоконденсатных скважин с помощью телемеханики и АСУ ТП, но не производит оценку наличия пластовой жидкости и песка в добываемом продукте при различных дебитах скважин.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов., В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.).

Способ реализуют во время проведения газодинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед шлейфом-газопроводом монтируют установку типа «Надым-2», представляющую собой устьевое малогабаритное быстросъемное устройство, включающее сепаратор, расходомер и емкости для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. На каждом режиме работы скважины производят отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Полученные в результате исследования на каждом режиме пробы направляют на гидрогеохимический, гранулометрический и минералогические анализы. Результаты анализов используют при выборе и контроле технологических режимов работы скважин в комплексе с данными промыслово-геофизических исследований.

Существенным недостатком указанного способа является необходимость отсоединения установки от технологической линии после отбора проб на каждом режиме испытания скважины, замены диафрагмы и промывки контейнеров для проб. Полученные пробы направляют в лабораторию для проведения гидрогеохимического, гранулометрического и минералогического анализа, что исключает оперативность получения необходимой информации для оперативного управления технологией. В результате - высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения результатов. Кроме того, реализация известного способа требует постоянного наличия обслуживающего персонала у контролируемой скважины, что крайне нежелательно в условиях зимы Крайнего Севера.

Целью заявляемого технического решения является: оперативный контроль за выносом воды и песка с добываемым продуктом из скважины автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, снижение числа людей, занятых на обслуживании работающих скважин, и повышение точности ведения технологических процессов.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оперативного контроля за выносом воды и песка из скважины с добываемым продуктом в АСУ ТП газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает измерение давления газа на устье скважины. Способ отличается от известных тем, что измерение давления газа на устье скважины осуществляют средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени. Одновременно на устье скважины контролируют температуру газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП вычисляют расчетное значение давления газа р_раск.к, в конце шлейфа-газопровода. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа р_ф.н в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы.

Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного р_рас.к и фактического р_ф.н.

Расчетное давление газа в конце шлейфа-газопровода определяют из соотношения (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):

где р_ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;

Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м³/сутки;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;

Δ - относительная плотность газа;

Т_ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;

z_p - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина газопровода, в км;

- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.

При этом значения Т_ср определяют из соотношения:

где t_ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;

t_ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.

На фигуре показана динамика изменения расчетного р_раск.к и фактического р_ф.к давления газа в конце шлейфа-газопровода (на входе УКПГ). Специально выделена область, характеризующая начало процесса выноса песка и воды из скважины. В этот момент динамика расчетного р_раск.к и фактического р_ф.к давлений становится различной.

Способ осуществляют следующим образом: используя телеметрию, производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце шлейфа-газопровода (соответственно р_ф.н, р_ф.к, t_ф.н, t_ф.к), а также расход газа Q. Используя значения ряда проектных и справочных параметров определяют вычислительными средствами АСУ ТП расчетную температуру газа в конце шлейфа-газопровода р_рас.к в реальном масштабе времени из соотношения:

где р_ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;

Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м³/сутки;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;

Δ - относительная плотность газа;

Т_ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;

z_p - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина шлейфа-газопровода, в км;

- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.

При этом значения Т_ср определяют из соотношения:

где t_ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;

t_ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.

Получаемые расчетные значения р_раск.к строят в виде графика временной функции (см. фиг.). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного давления газа р_ф.к на конце шлейфа-газопровода. Если оба графики совпадают либо идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность давлений Δ=р_раск.к-р_ф.к постоянна, то можно твердо утверждать, что выноса песка и воды из скважины нет и изменять режим эксплуатации скважины нет необходимости. Как только динамика изменения р_раск.к и р_ф.к становится разной, т.е. произошел выброс воды и песка из скважины, разность давления начинает меняться во времени (на фиг. эта область обозначена как «Область увеличения выноса песка и воды»). В этом случае оператор-технолог УКПГ должен принимать меры по восстановлению режима скважины с целью прекращения выноса песка и воды с добываемым продуктом из скважины.

Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».

Применение данного способа позволяет:

- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии скважины, так как нарушения в работе скважины выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного гидродинамического исследования скважины, которое, как правило, проводится один раз в год;

- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений;

- значительно снизить материальные и временные расходы на газодинмические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газодинамические исследования каждой скважины, а будут производиться исследования только тех скважин, во время эксплуатации которых обнаружены факторы выноса песка и воды;

- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.

Изобретение относится к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени. Одновременно на устье скважины контролируют температуру газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП вычисляют расчетное значение давления газа в конце шлейфа. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Технический результат заключается в повышении точности ведения технологических процессов нефтегазоконденсатных промыслов. 1 ил.

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП нефтегазоконденсатных месторождений, включающий измерение давления газа на устье скважины, отличающийся тем, что измерение давления газа на устье скважины осуществляют средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа и с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расхода газа скважины, и используют текущие значения контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа p_рас.к в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, после чего сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа p_ф.н в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины с добываемым продуктом и необходимости регулирования режима ее работы, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного p_рас.к и фактического p_ф.н, при этом расчетное давление определяют из соотношения

где p_ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа; Q - расход газа в нормальных условиях, млнм³/сутки; λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода; Δ - относительная плотность газа; Т_ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К; z_р - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; l - длина шлейфа-газопровода, км; - внутренний диаметр шлейфа-газопровода, мм, при этом значение средней температуры газа в шлейфе-газопроводе Т_ср в реальном масштабе времени определяют из соотношения
где t_ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода на устье скважины; t_ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода в этот же момент.