СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА Российский патент 2017 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 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 р_к (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 p_ф.н.i, p_ф.к, t_ф.н.i, t_ф.к), а также расход газа q_i каждой скважины (где i - номер скважины из всего количества скважин n, подключенных к шлейфу). После чего, на каждом участке ГСШ находят значения расхода газа - Q_i. 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 p_рас.к в реальном масштабе времени из соотношения:

если диаметр ГСШ является постоянной величиной, или:

если диаметр ГСШ является переменной величиной,

где p_н, p_к - давление газа в начале и конце ГСШ соответственно;

D(D_i) - внутренний диаметр ГСШ (i-го) участка;

Q_i - расход газа по i-му участку ГСШ;

λ_i - гидравлическое сопротивление i-го участка ГСШ;

l_i - 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 p_ф.н.1 в начале ГСШ в точке 1 будет увеличиваться (см. схему). АСУ ТП, фиксируя увеличение давления p_ф.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.

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.