Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе 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. (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 газогидродинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед газосборным шлейфом (ГСШ) 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 минералогический 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 информации, необходимой для управления технологическим процессом в реальном масштабе времени. 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 Крайнего Севера.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, E21B 47/00, опубликовано 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры 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, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа - газопровода. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.
Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не может выявить скважину, в которой происходит вынос воды и песка. Как следствие этого, возникают трудности принятия решений по ликвидации фактора выноса воды и песка с добываемым продуктом, что снижает эффективность использования АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В некоторых случаях это может привести к значительным материальным потерям, включая и возникновение аварийных ситуаций.
Задачей изобретения является выявление той скважины, в которой нарушен режим работы, и восстановление нормального режима функционирования скважин, работающих на общий коллектор.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение эффективности ведения технологических процессов добычи газа с использованием АСУ ТП на УКПГ.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины 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 (УКПГ), и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к ГСШ по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа в режиме «on-line», при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ, при появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины, после чего в рамках технологических ограничений регулирует работу этой скважины для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ для удаления накопленных воды и песка из ГСШ, при необходимости принимает решение о продувке всего ГСШ, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работе скважины.
На Крайнем Севере, как правило, используют коллекторную схему подключения скважин к УКПГ. Такая схема подключения называется схемой подключения с путевыми подкачками газа и показана на чертеже, где:
1, 8 - начальная и конечная точка ГСШ соответственно;
2-7 - точки подкачки газа;
9-12 - точки, где возможно накопление воды и песка в ГСШ;
13-18 - скважины, которые подключены к точке подкачки 2-7 ГСШ соответственно.
Давление газа на выходе ГСШ рк (в точке 8) при такой схеме подключения можно определить с помощью типовых расчетов (см., например, Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. - М:. Недра, 1982. 136 с.), и это расчетное значение можно использовать в качестве модели для управления работой шлейфа.
Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию и средства АСУ ТП с заданным шагом квантования, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье каждой скважины и в конце ГСШ (соответственно pф.н.i, pф.к, tф.н.i, tф.к), а также расход газа qi каждой скважины (где i - номер скважины из всего количества скважин n, подключенных к шлейфу). После чего, на каждом участке ГСШ находят значения расхода газа - Qi. Очевидно, что расход газа между точками 1 и 2 (см. схему) будет Q1=q1, между последующими точками подкачки Q2, Q3, и т.д., где Q2=Q1+q2, Q3=Q2+q3 и т.д. В свою очередь q1, q2, q3 и т.д. - расход газа скважин 1, 2, 3 и т.д. соответственно.
Используя значения ряда проектных и справочных параметров, определяют с помощью вычислительных средств АСУ ТП расчетное давление газа в конце ГСШ pрас.к в реальном масштабе времени из соотношения:
если диаметр ГСШ является постоянной величиной, или:
если диаметр ГСШ является переменной величиной,
где pн, pк - давление газа в начале и конце ГСШ соответственно;
D(Di) - внутренний диаметр ГСШ (i-го) участка;
Qi - расход газа по i-му участку ГСШ;
λi - гидравлическое сопротивление i-го участка ГСШ;
li - длина i-го участка ГСШ;
A - коэффициент, который определяется по формуле ;
z - коэффициент сжимаемости газа;
Δ - относительная плотность газа по воздуху;
T0 - средняя температура газа в ГСШ;
n - количество скважин, подключенных к ГСШ;
(см. например, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М:. Недра, 1988. - 368 с.).
При обнаружении выноса воды и песка АСУ ТП начинает анализировать динамику давления на устьях скважин.
Допустим, в точке 9 (см. схему) начинает накапливаться вода и песок. В этом случае, фактическое давление pф.н.1 в начале ГСШ в точке 1 будет увеличиваться (см. схему). АСУ ТП, фиксируя увеличение давления pф.н.1, в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, т.к. именно из нее произошел вынос воды и песка. Далее, чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.
Накопление воды и песка может произойти и в других точках. Для нашего примера это точки 10, 11 или 12 (см. схему). Допустим, что начинает накапливаться вода и песок в точке 12. Когда накопится определенное количество песка и воды в точке 12, то начнет повышаться давление на устьях скважин, подключенных к ГСШ до точки 12. При анализе динамики повышения давления на скважинах легко можно сделать вывод, что именно со скважины, расположенной перед точкой 12, и началось повышение давления, т.е. с нее и осуществляется выброс воды и песка. После выяснения этого АСУ ТП в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, из которой и происходит вынос воды и песка. Чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также, в рамках технологических ограничений, снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.
Таким образом, при обнаружении выноса воды и песка в ГСШ АСУ ТП путем анализа динамики давления на устьях скважин обнаруживает именно ту скважину, у которой и был нарушен режим работы.
Если путем снижения давления на выходе ГСШ, т.е. на входе УКПГ, невозможно очистить ГСШ, система принимает решение о продувке всего шлейфа и продувает его.
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 газогидродинамического 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 газогидродинамические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газогидродинамические исследования каждой скважины, а 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;
- повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМАХ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2015 |
|
RU2608141C1 |
СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ ВЗАИМОПРОДАВЛИВАНИЯ СКВАЖИН В ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФАХ ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2016 |
|
RU2630323C1 |
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2011 |
|
RU2474685C2 |
СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧИ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФАХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2017 |
|
RU2661500C1 |
СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧЕЙ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ СБОРА УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ/ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, РАСПОЛОЖЕННЫХ В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2018 |
|
RU2687519C1 |
СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОДДЕРЖАНИЯ РАСХОДА ГАЗА УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2021 |
|
RU2760834C1 |
СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ОСУШКИ ГАЗА НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА В УСЛОВИЯХ СЕВЕРА | 2019 |
|
RU2712665C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ ГАЗА В ГАЗОСБОРНОМ ШЛЕЙФЕ В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМАХ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2011 |
|
RU2474753C2 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГАЗОСБОРНОГО ШЛЕЙФА В АСУ ТП УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2014 |
|
RU2568737C1 |
СПОСОБ РАЦИОНАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОТБОРА ГАЗА ПО СКВАЖИНАМ НА КУСТЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2016 |
|
RU2644433C2 |
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины 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 (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.
Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины 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, и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, отличающийся тем, что фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце газосборного шлейфа на входе установки комплексной подготовки газа, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа в режиме «оn-line», при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце газосборного шлейфа, при появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического автоматизированная система управления технологическими процессами начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к установке комплексной подготовки газа из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины, после чего в рамках
технологических ограничений регулирует работу этой скважины для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце газосборного шлейфа для удаления накопленных воды и песка из газосборного шлейфа, при необходимости принимает решение о продувке всего газосборного шлейфа, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работы скважины.
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА | 2011 |
|
RU2474685C2 |
СИГНАЛИЗАТОР ВЫНОСА ПЕСКА И ДРУГИХ ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ ИЗ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ | 2005 |
|
RU2280157C1 |
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | 2000 |
|
RU2202692C2 |
СПОСОБ ГРУППОВОГО ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ КУСТОВЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ | 2007 |
|
RU2338877C1 |
СПОСОБ ПРОИЗВОДСТВА ДИАБЕТИЧЕСКИХ ВАФЕЛЬ (ВАРИАНТЫ) | 2010 |
|
RU2431993C1 |
Колосоуборка | 1923 |
|
SU2009A1 |
Авторы
Даты
2017-05-17—Публикация
2015-11-13—Подача