СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ КУСТОВЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2023 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к способам добычи газа из буровых скважин и может использоваться в нефтегазовой промышленности для регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин и обеспечения максимально возможной добычи углеводородов из скважин куста.

Из уровня техники известен способ установления технологического режима работы газовых скважин, предусматривающий регулирование режима работы газовой скважины с помощью штуцеров, установленных для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины и противодействием газа в системе газосбора [Эксплуатация газовых и нефтяных скважин: учеб. пособие для повышения квалификации рабочих / П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьев; М.: изд-во «Недра», 1971. 366 с. 1, с. 224-225].

Недостатком известного способа является его ограниченные возможности по поддержанию работы скважины в заданном режиме в течение длительного времени, вследствие изменения пластового давления, накопления жидкости на забое, кольматации призабойной зоны пласта и других факторов. Кроме того, способ не учитывает взаимное влияние скважин куста друг на друга, что не позволит максимизировать добычу углеводородов.

Наиболее близким к заявленному изобретению техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ регулирования работы газовых и газоконденсатных скважин [SU 513746, МПК Е21В 43/14, опубликовано 15.05.1976] путем дросселирования потока газа на выкидной линии. Отличает способ то, что с целью обеспечения поддержания постоянных потерь давления на выкидной линии, степень открытия дросселя регулируют в зависимости от величины перепада давления на устье и после дросселя.

Недостаток указанного способа заключается в том, что при одновременной работе нескольких скважин куста в один коллектор вследствие различия их технических характеристик при колебании давления в системе происходит перераспределение расходов скважин с уменьшением для малодебитных скважин, что соответственно ведет к сокращению добычи газа.

В настоящее время регулирование режимов работы кустовых скважин в соответствии с заданным технологическим режимом осуществляют с помощью углового дросселирующего клапана (УДК), а отбор газа со всего куста - с помощью регулятора на входе установки комплексной подготовки газа (УПГК). Операторы с помощью УДК последовательно регулируют скважины, устанавливая давление и расход в соответствии с заданным технологическим режимом. Анализ фактических данных показал, что такая схема регулировки имеет следующие основные недостатки:

вследствие взаимного влияния скважин одного куста на их производительность приходится проводить несколько циклов последовательной регулировки каждой скважины для достижения заданных параметров технологического режима, что существенно затягивает процесс работ;

сложность регулирования кустовых скважин приводит к повышенным потерям давления газа в УДК и снижению добычи углеводородов.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение качества процесса регулирования кустовых скважин.

Указанная задача решена тем, что способ регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин включает в себя регулирование каждой скважины куста путем дросселирования потока газа на выкидной линии. При этом, первоначально с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста определяют целевые значения эквивалентных диаметров проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста и регулятора на входе в установку комплексной подготовки газа при давлениях, расходе и температуре газа соответствующих максимальной добыче углеводородов из скважин и фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа после регулятора. Затем определяют фактические эквивалентные диаметры проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста при фактических пластовом и устьевых давлениях, расходе и температуре газа на скважинах куста, фактическом давлении перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа. Далее определяют целевое значение давления газа перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа при фактическом пластовом давлении, фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа, фактических эквивалентных диаметрах проходных сечений устьевых регуляторов каждой скважины куста и целевом значении эквивалентного диаметра регулятора на входе установки комплексной подготовки газа. После чего с помощью аппаратно-программной модели куста выполняют для первого куста скважины расчет целевых дебитов и устьевых давлений, заменив эквивалентный диаметр устьевого регулятора на его целевое значение, а диаметры остальных устьевых регуляторов, установив по их фактическим значениям; далее выполняют пошаговый расчет для всех остальных скважин куста, заменяя на каждом шаге эквивалентный диаметр устьевого регулятора текущей скважины на его целевое значение, а диаметры остальных устьевых регуляторов, устанавливая по их значениям, принятым на предыдущем шаге расчета. Полученные значения давлений используют, устанавливая целевое значение давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа, а затем на устьевых регуляторах на каждой скважине куста. В качестве аппаратно-программной гидродинамической модели куста используют микропроцессорную систему, включающую функциональные блоки, имитирующие работу скважин куста, газосборной сети и регулятора на входе установки комплексной подготовки газа, с учетом целевых параметров регулирования скважин и фактических режимов их работы и взаимного влияния.

Целевой дебит по кусту скважин и параметры работы каждой из них, включая пластовые и устьевые давления, дебиты и температуры газа, характеризуется принятым на конкретном газовом промысле технологическим режимом на рассматриваемый период времени, который рассчитывается, как правило, с использованием гидродинамической модели газового промысла, исходя из текущих параметров, продуктивного пласта, скважин, газосборной сети, установок для подготовки газа к транспорту с учетом всех геолого-технологических ограничений для обеспечения безопасной эксплуатации всего оборудования газового промысла в целом.

Положительным техническим результатом, обеспечиваемым раскрытой выше совокупностью признаков способа, является повышение качества регулирования кустовых скважин за счет выполнения предварительного моделирования работы скважин с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста, учитывающей целевые и фактические параметры, характеризующие производительность скважин куста и их взаимное влияние друг на друга.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана структурная схема аппаратно-программной гидродинамической модели куста, с помощью которой реализуют предлагаемый способ, а на фиг. 2 - график, иллюстрирующий процесс регулирования скважин куста №26 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.

Аппаратно-программная гидродинамическая модель куста (Фиг. 1), с помощью которой осуществляется способ, содержит функциональные блоки последовательно соединенные между собой. Блоки имитирующие работу скважин куста 1 - 7, их выходы подключены к входу блока имитирующего работу газосборной сети 8, а его выход подключен к блоку имитирующего работу регулятора 9 на входе установки комплексной подготовки газа 10. Аппаратно-программная гидродинамическая модель куста выполнена с возможностью учета как целевых параметров регулирования скважин, так и фактических режимов их работы, а также взаимного влияния скважин куста. Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально проводится определение целевых параметров регулирования скважин куста, путем математического моделирования с применением аппаратно-программной гидродинамической модели куста (Фиг. 1).

Этап включает в себя следующие операции:

измерение фактических параметров работы скважин куста непосредственно перед проведением регулировки;

определение целевых эквивалентных диаметров проходных сечений угловых дросселирующих клапанов для каждой скважины куста и целевое значение эквивалентного диаметра регулятора на входе установки комплексной подготовки газа при параметрах работы скважин при максимальной добыче углеводородов и фактическом давлении на входе УКПГ;

настройка аппаратно-программной гидродинамической модели куста на фактические данные пластовых и устьевых давлений, расходов и температуры газа на скважинах куста, фактическое давление на входе регулятора установки комплексной подготовки газа и определение фактических эквивалентных диаметров проходных сечений угловых дросселирующих клапанов для каждой скважины куста;

определение целевого значения давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа, которое должно быть установлено перед началом регулирования скважин при параметрах аппаратно-программной гидродинамической модели куста, отражающих фактические значения пластового давления, фактические эквивалентные диаметры проходных сечений угловых дросселирующих клапанов, фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа и целевом значении эквивалентного диаметра на регуляторе на входе УКПГ ;

проведение с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста (Фиг. 1) пошагового расчета сначала для первой скважины (Блок имитирующий работу скважин куста 1), а затем для всех остальных скважин куста (Блоки имитирующие работу скважин куста 2-7), целевых дебитов и устьевых давлений путем замены для текущей скважины фактического эквивалентного диаметра устьевого регулятора на его целевое значение при эквивалентных диаметрах устьевых регуляторов по остальным скважинам равным, принятым на предыдущем шаге расчета.

На втором этапе выполняют регулирование скважин. Этап включает в себя следующие операции:

регулирование давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа для обеспечения требуемой степени открытия регулятора перед регулированием скважин;

на скважинах в том же порядке как выполнялся расчет проводится последовательная установка целевых значений дебитов газа Q_СКВ (или целевых значений давлений на буфере Р_БУФ, например, при неработающем измерителе расхода), после которой обеспечивается максимально возможная добыча газа со скважин куста.

Пример осуществления способа.

Способ регулирования кустовых скважин прошел апробацию на кусте газовых скважин №26 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.

Первоначально был проведен расчет целевых параметров регулирования скважин куста.

1. Были измерены фактические параметры работы скважин куста непосредственно перед проведением регулирования, которые представлены в таблице 1. Фактический отбор газа из скважин куста до проведения регулирования составил 4490 тыс.м³/сут.

2. С помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста при параметрах работы скважин при максимальной добыче углеводородов 4890 тыс.м³/сут (в соответствии с принятым технологическим режимом газового промысла) и фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа, равном 9,52 МПа, определены целевые эквивалентные диаметры проходных сечений угловых дросселирующих клапанов для каждой скважины куста и целевое значение эквивалентного диаметра регулятора на входе УКПГ . Результаты представлены в таблице 2.

3. Аппаратно-программная гидродинамическая модель куста была настроена на фактические пластовые и устьевые давления, расход и температуру газа на скважинах куста, а также на значение давления на входе регулятора установки комплексной подготовки газа, а затем были рассчитаны фактические эквивалентные диаметры проходных сечений угловых дросселирующих клапанов для каждой скважины куста. Результаты представлены в таблице 3.

4. В модели куста при фактических пластовом давлении, эквивалентных диаметрах проходных сечений угловых дросселирующих клапанов, фактическом давлении на входе и на регуляторе установки комплексной подготовки газа, а также целевом значении эквивалентного диаметра на регуляторе, определяется целевое значение давления перед регулятором на входе УКПГ, которое должно быть установлено перед началом регулирования скважин. Результаты представлены таблице 4.

5. В этой же модели был проведен расчет сначала для первой скважины №2601 целевого дебита и устьевого давления путем замены только для нее фактического эквивалентного диаметра устьевого регулятора на его целевое значение. Эквивалентные диаметры устьевых регуляторов по остальным скважинам остались равными их фактическим значениям. Общая добыча газа из скважин куста увеличилась до 4363 тыс.м³/сут. Результаты представлены в таблице 5.

6. Аналогичный расчет целевых дебитов и устьевых давлений последовательно был проведен для всех остальных скважин куста №2602 -№2607 путем замены для текущей скважины фактического эквивалентного диаметра устьевого регулятора на его целевое значение, при этом эквивалентные диаметры устьевых регуляторов остальных скважин были установлены по их значениям, принятым на предыдущем шаге расчета. Результаты расчета целевых параметров регулирования для всех скважин представлены в таблице 6.

После определения целевых параметров регулирования было проведено регулирование режимов работы скважин.

1. С помощью регулятора на входе установки комплексной подготовки газа перед ним было установлено целевое значение давления (целевое), чтобы обеспечить требуемую степень открытия регулятора перед регулированием скважин.

2. На скважинах куста №26 в том же порядке как выполнялся расчет была проведена последовательная установка целевых значений дебитов газа Q_СКВ (или целевых значений давлений на буфере Р_БУФ, например, при неработающем измерителе расхода). Изменение общей добычи газа из скважин куста и давления перед регулятором на входе УКПГ в процессе последовательного регулирования скважин представлено на фиг. 2. Потребовался только один цикл регулирования без дополнительных работ по настройке отдельных скважин.

После проведения регулирования скважин добыча газа со скважин куста была увеличена на 400 тыс.м³/сут до максимально возможной 4890 тыс.м³/сут в соответствии с принятым технологическим режимом газового промысла. После этого с помощью регулятора на входе УКПГ добыча газа была снижена до фактического значения перед началом регулирования 4490 тыс.м³/сут, что соответствовало плановому заданию на тот период. При этом давление увеличилось до 9,84 МПа, что на 0,28 МПа выше фактического перед началом регулирования скважин.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить регулирование кустовых скважин за один цикл, без дополнительной регулировки отдельных скважин, которая обычно требуется, вследствие взаимного влияния кустовых скважин друг на друга. При этом исключаются дополнительные потери давления на устьевых регуляторах скважин, обусловленные неточной настройки их режимов работы, что обеспечивает максимально возможную добычу газа из скважин куста. Также обеспечивается максимально возможное давление на входе установки комплексной подготовки газа, что снижает необходимый коэффициент сжатия дожимных компрессорных станций, а, следовательно, позволяет экономить топливный газ, повышая эффективность разработки месторождения.

Изобретение относится к способам для добычи газа из буровых скважин. Для осуществления способа регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин первоначально с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста определяют целевые значения эквивалентных диаметров проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста и регулятора на входе в установку комплексной подготовки газа при давлениях, расходе и температуре газа, соответствующих максимальной добыче углеводородов из скважин. Определяют фактические эквивалентные диаметры проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста при фактических пластовом и устьевых давлениях, расходе и температуре газа на скважинах куста, фактическом давлении перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа. Определяют целевое значение давления газа перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа при целевом значении эквивалентного диаметра регулятора на входе установки комплексной подготовки газа. С помощью аппаратно-программной модели куста выполняют для первого куста скважины расчет целевых дебитов и устьевых давлений, заменив эквивалентный диаметр устьевого регулятора на его целевое значение. Выполняют пошаговый расчет для всех остальных скважин куста, заменяя на каждом шаге эквивалентный диаметр устьевого регулятора текущей скважины на его целевое значение. Диаметры остальных устьевых регуляторов устанавливают по их значениям, принятым на предыдущем шаге расчета. Полученные значения давлений используют, устанавливая целевое значение давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа, а затем на устьевых регуляторах на каждой скважине куста. Достигается технический результат – регулирование работы кустовых скважин за один цикл с повышением добычи газа. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл.

1. Способ регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин, включающий регулирование каждой скважины куста путем дросселирования потока газа на выкидной линии, отличающийся тем, что первоначально с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста определяют целевые значения эквивалентных диаметров проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста и регулятора на входе в установку комплексной подготовки газа при давлениях, расходе и температуре газа, соответствующих максимальной добыче углеводородов из скважин и фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа после регулятора; затем определяют фактические эквивалентные диаметры проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста при фактических пластовом и устьевых давлениях, расходе и температуре газа на скважинах куста, фактическом давлении перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа; далее определяют целевое значение давления газа перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа при фактическом пластовом давлении, фактическом давлении на входе установки комплексной подготовки газа, фактических эквивалентных диаметрах проходных сечений устьевых регуляторов каждой скважины куста и целевом значении эквивалентного диаметра регулятора на входе установки комплексной подготовки газа; после чего с помощью аппаратно-программной модели куста выполняют для первого куста скважины расчет целевых дебитов и устьевых давлений, заменив эквивалентный диаметр устьевого регулятора на его целевое значение, а диаметры остальных устьевых регуляторов установив по их фактическим значениям; далее выполняют пошаговый расчет для всех остальных скважин куста, заменяя на каждом шаге эквивалентный диаметр устьевого регулятора текущей скважины на его целевое значение, а диаметры остальных устьевых регуляторов, устанавливая по их значениям, принятым на предыдущем шаге расчета; полученные значения давлений используют, устанавливая целевое значение давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа, а затем на устьевых регуляторах на каждой скважине куста.

2. Способ регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что в качестве аппаратно-программной гидродинамической модели куста используют микропроцессорную систему, включающую функциональные блоки, имитирующие работу скважин куста, газосборной сети и регулятора на входе установки комплексной подготовки газа, с учетом целевых параметров регулирования скважин и фактических режимов их работы и взаимного влияния.