Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах

Изобретение относится к управлению расходом газообразных и жидких веществ с помощью элементов, чувствительных к давлению среды, и может быть использовано на газодобывающих промыслах, оборудованных ингибиторопроводом от установки комплексной подготовки газа до куста скважин при освоении газовых и/или газоконденсатных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства путем обеспечения контроля и управления процессом регулирования расхода газа (РГ) с учетом наличия в нем песка и управления процессом подачи метанола (ПМ) с учетом количества выносимой газовыми и/или газоконденсатными скважинами влаги. Для этого устройство содержит контроллер, подключенные к нему внутренний и внешний источники питания, радиопередающий узел или модем с антенной для обмена информацией с диспетчерским центром, датчик параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины, узел регулирования PF и узел ПМ, взаимосвязанные с контроллером. Узел РГ содержит управляемый кран с приводом и датчиком положения, а узел ПМ содержит управляемый кран с приводом и датчик потока метанола. С контроллером связаны два датчика давления и датчик наличия песка. Один из датчиков давления подключен к межтрубному пространству скважины, а второй датчик давления подключен к газовой линии перед узлом регулирования РГ. Датчик наличия песка подключен к газовой линии перед узлом ПМ. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к устройствам для управления расходом газообразных и жидких веществ с помощью элементов, чувствительных к давлению среды, и может быть использовано на газодобывающих промыслах, оборудованных ингибиторопроводом от установки комплексной подготовки газа (УКПГ) до куста скважин при освоении газовых и/или газоконденсатных месторождений, в т.ч. при низких температурах в условиях Сибири и Крайнего Севера.

Одной из актуальных задач освоения новых месторождений Сибири и Крайнего Севера («Уренгойское», «Заполярное» и др.), а также эффективной эксплуатации уже обустроенных месторождений является контроль и управление работой скважин.

Отсутствие оперативного контроля и управления скважинами обусловлено прежде всего отсутствием централизованного электроснабжения скважин из-за сложности и дороговизны прокладки линий электропередач в условиях вечной мерзлоты.

Кустовой метод сбора газа, когда на единой площадке сосредоточено несколько скважин, работающих на единый газосборный коллектор, позволил существенно снизить удельные затраты на электроснабжение скважин, как например, на месторождении «Береговое». Вместе с тем повысились и требования к контролю и управлению отдельной скважиной и кустом в целом. Особенно актуальной задачей в настоящее время является обеспечение автоматизированного контроля и управления расходом газа по каждой скважине куста и количеством ингибитора, вводимого в шлейфы скважин для предотвращения гидратообразования.

Известна система управления каждой скважиной куста (RU №46041 U1, E21B 43/12, опубл. 10.06.05 г.), содержащая куст скважин с устройством для ввода ингибитора в скважины, ингибиторопровод с блоком подачи ингибитора от куста скважин на УКПГ. Система снабжена переключателем линий ввода ингибитора и на каждой из скважин перед устройством для ввода ингибитора установлено запорное устройство исполнения «нормально закрыто», а привод устройства соединен с линией ввода ингибитора. Переключатель линий ввода ингибитора содержит герметичный корпус с размещенным в нем распределительным валом с кулачками и соединенным с ним механизмом прерывистого действия, взаимодействующий с этим механизмом подпружиненный шток и установленные в корпусе клапаны, переключающие линии ввода ингибитора поочередно или одновременно по установленному регламенту при взаимодействии с кулачками.

Данная система управления позволяет дистанционно путем изменения давления в ингибиторной линии управлять переключением скважин без использования электрической энергии.

Однако из-за отсутствия возможности регулирования расхода газа по каждой скважине, использование этой системы возможно в ограниченных условиях, так как управление скважинами осуществляется путем отключения одной или нескольких скважин куста.

Остановка же скважины, прекращение потока газа, приводит к понижению температуры его в стволе скважины, что приводит к отложению гидратов и может привести к ее полному загидрачиванию и выходу из строя.

В условиях северных промыслов (Уренгой, Ямбург) полная остановка скважин недопустима.

Кроме того, использование давления ингибитора для управления скважин в данной системе приводит к необоснованному дополнительному увеличению количества вводимого в газовый поток ингибитора от заданного технологическим регламентом.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является «Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах», принятое за прототип (RU №49109 U1, E21B 47/00, опубл. 10.11.05 г.), содержащее контроллер, источник питания, радиопередающий узел или модем с антенной для обмена информацией с диспетчерским центром, датчик параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины. Источник питания и подключаемые к нему контроллер и элементы радиопередающего узла или модема помещены в корпус, который погружен в грунт полностью или частично. В устройство дополнительно введены узел регулирования расхода газа и узел подачи метанола, причем вышеуказанные узлы взаимосвязаны с контроллером. Устройство снабжено внешним источником питания, который выполнен в виде солнечной батареи, и/или ветрогенератора, и/или термобатареи. Узел регулирования расхода газа содержит управляемый кран с приводом и датчиком положения. Узел подачи метанола содержит управляемый кран с приводом и датчик потока метанола.

Недостатком этого устройства является то, что управление процессом регулирования расхода газа в нем осуществляется без учета выноса скважиной песка, а управление процессом регулирования подачи метанола - без учета выноса скважиной влаги, что снижает надежность работы данного устройства, так как при введении метанола в недостаточном количестве, не соответствующем количеству выносимой влаги, может привести к «обмерзанию» скважины и трубопроводов, а регулирование расхода газа без учета выноса песка - к преждевременному износу трубопроводной арматуры, после чего восстановить их работу зачастую бывает невозможно. Кроме того, из-за отсутствия на кусте теплоэнергетического источника отдельные элементы этого устройства для защиты их от воздействия окружающей среды приходится заглублять в грунт, что не всегда бывает достаточно, особенно при температурах ниже минус 25°С, из-за чего снижается надежность работы всего устройства, а также осложняется его ремонт и обслуживание.

Задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в том, чтобы повысить надежность работы устройства путем обеспечения контроля и управления процессом регулирования расхода газа с учетом наличия в нем песка и управления процессом подачи метанола с учетом количества выносимой газовыми и/или газоконденсатными скважинами влаги, а также за счет размещения элементов устройства, на работоспособность которых влияет воздействие отрицательных температур, в отапливаемом помещении.

Для достижения названного технического результата предлагаемое устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах содержит контроллер, подключенные к нему внутренний и внешний источники питания, радиопередающий узел или модем с антенной для обмена информацией с диспетчерским центром, датчик параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины, узел регулирования расхода газа и узел подачи метанола, взаимосвязанные с контроллером, причем узел расхода газа содержит управляемый кран с приводом и датчиком положения, а узел подачи метанола содержит управляемый кран с приводом и датчик потока метанола.

Новое, что отличает предлагаемое решение от прототипа, состоит в том, что в нем для каждой скважины дополнительно введены связанные с контроллером два датчика давления и датчик наличия песка, причем один из датчиков давления подключен к межтрубному пространству скважины, а второй датчик давления подключен к газовой линии перед узлом регулирования расхода газа. Датчик наличия песка подключен к газовой линии перед узлом подачи метанола. Управляемый кран с приводом узла подачи метанола выполнен в виде электромагнитного клапана, работающего по технологическому регламенту ввода метанола, установленному в соответствии с показаниями дополнительно введенных датчиков давления. В качестве внешнего источника питания применен газовый источник тепловой и электрической энергии, связанный с газовой линией устройства и с помощью теплопровода с обогревателем помещения, в котором размещены элементы устройства, на работоспособность которых влияет воздействие отрицательных температур.

Предлагаемое устройство представлено на чертеже, на котором изображены: куст 1, газовые или газоконденсатные скважины 2 с соответствующими им газовыми линиями 3, трубопровод 4 от куста скважин на УКПГ, арматурный модуль 5, энергетический модуль 6 и приемо-передающая антенна 7. К межтрубному пространству скважин (на чертеже указано место «с») подключены датчики давления 8, которые защищены термоизолирующими кожухами 9.

Арматурный модуль представляет собой помещение (блок-бокс), в котором размещены: пункт контроля и управления 10, арматурные блоки 11 и обогреватель 12. Энергетический модуль представляет собой помещение (блок-бокс), в котором размещены: блок подготовки газа 13, газовый внешний источник тепловой и электрической энергии 14, связанный через блок подготовки газа с газовой линией и с помощью теплопровода 15 с обогревателем арматурного модуля. Арматурный блок содержит: установленный на ингибиторной линии 16 узел подачи метанола 17, содержащий управляемый электромагнитный клапан с датчиком потока метанола; датчик выноса песка 18, подключенный к газовой линии перед узлом подачи метанола; шаровой кран 19 с ручным приводом, установленный на газовой линии после узла подачи метанола; шаровой кран 20 с ручным приводом, установленный на выходе из арматурного блока, и шаровой кран 21 с ручным приводом, установленный на байпасной линии 22. Между шаровыми кранами на газовой линии последовательно по ходу потока установлены: узел регулирования расхода газа 23, содержащий управляемый кран с приводом и датчиком положения; датчик параметров 24 соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины. К газовой линии перед узлом регулирования расхода газа подключен датчик давления 25. Пункт контроля и управления содержит контроллер 26, связанный с двумя датчиками давления, датчиком песка, узлом подачи метанола, узлом регулирования расхода газа, датчиком параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины и через радиопередающий узел или модем 27 и приемо-передающую антенну с диспетчерским центром (ДЦ) (на чертеже не показан), а также через внутренний источник питания 28 с внешним источником питания энергетического модуля. Кроме того, внутренний источник питания и радиопередающий узел или модем связаны между собой.

Предлагаемое устройство работает следующим образом: добываемый газ со скважины 2 по газовой линии 3 через открытые шаровые краны 19 и 20 и узел регулирования расхода газа 23, настроенного оператором ДЦ на необходимый расход, поступает в трубопровод 4 и далее на УКПГ. Одновременно газ через блок подготовки газа 13 поступает в газовый внешний источник тепловой и электрической энергии 14. Выработанная в нем электрическая энергия заряжает внутренний источник питания 28, от которого питается контроллер 26 и радиопередающий узел или модем 27, а тепло, полученное при выработке электрической энергии, по теплопроводу 15 передается в обогреватель 12 для обогрева помещения арматурного модуля. Ввод метанола в газовую линию осуществляется путем открытия на узле подачи метанола 17 электромагнитного клапана.

Информация о работе каждой скважины с контроллера 26 поступает на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ДЦ через приемо-передающую антенну 7, радиопередающий узел или модем 27. При этом давление в затрубном пространстве скважины определяется с помощью датчика давления 8, давление в потоке - с помощью датчика давления 25; наличие в потоке песка - с помощью датчика выноса песка 18.

Известно, что давление в потоке без учета потерь напора может определяться формулой:

P_П=P_О-ρV²/2,

где Р_П - давление в потоке;

Р_О - давление в затрубном пространстве;

ρ - плотность среды в газовой линии

V - скорость потока в газовой линии.

Из этой формулы следует, что с увеличением плотности давление в потоке падает.

При отсутствии влаги в потоке предварительно определяется и фиксируется разница в показаниях датчиков давлений, которая будет равна: (ΔР_С=Р_О-Р_П). В этом случае вводить в газовую линию метанол нет необходимости и оператор ДЦ закрывает электромагнитный клапан узла подачи метанола путем его обесточивания. При выносе влаги из призабойной зоны скважины в поток плотность его увеличивается и давление Р_П падает, а давление в затрубном пространстве скважины Р_О остается неизменным, следовательно, возрастает и разница в показаниях датчиков давления ΔР_В, т.е. (ΔР_В>ΔР_С) на величину (ΔР=ΔР_В-ΔР_С), соответствующую выносимому количеству влаги. По этой разнице оператор ДЦ судит о количестве выносимой влаги и с учетом ее устанавливает регламент ввода метанола путем подачи на электромагнитный клапан напряжения и обеспечивает тем самым введение метанола в количестве, достаточном для предотвращения «обмерзания» скважины и трубопроводов, что и повышает надежность работы устройства. При дальнейшем изменении количества выносимой влаги оператор изменяет соответственно регламент ввода метанола с помощью электромагнитного клапана и дебит скважины с помощью управляемого крана на узле регулирования расхода газа путем включения его привода.

По показаниям датчика выноса песка оператор ДЦ судит о наличии того или иного количества песка в газовой линии, выносимого из призабойной зоны скважины, и в случае увеличения его количества уменьшает расход по этой скважине с помощью управляемого крана на узле регулирования расхода газа, уменьшая тем самым количество выносимого скважиной песка, отрицательно влияющего на работу арматуры и других элементов устройства, в результате надежность работы устройства также повышается.

Повышается надежность устройства и за счет размещения его элементов в отапливаемом помещении.

В случае отключения автоматики, проведения профилактических работ или проверки датчика - параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины без ее остановки используется байпасная линия 22, при этом шаровые краны 19 и 20 закрываются, а шаровой кран 21 открывается.

1. Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах, содержащее контроллер, подключенные к нему внутренний и внешний источники питания, радиопередающий узел или модем с антенной для обмена информацией с диспетчерским центром, датчик параметров соответствующей газовой и/или газоконденсатной скважины, узел регулирования расхода газа и узел подачи метанола, взаимосвязанные с контроллером, причем узел расхода газа содержит управляемый кран с приводом и датчиком положения, а узел подачи метанола содержит управляемый кран с приводом и датчик потока метанола, отличающееся тем, что в нем для каждой скважины дополнительно введены, связанные с контроллером, два датчика давления и датчик наличия песка, причем один из датчиков давления подключен к межтрубному пространству скважины, а второй датчик давления подключен к газовой линии перед узлом регулирования расхода газа.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что датчик наличия песка подключен к газовой линии перед узлом подачи метанола.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что управляемый кран с приводом узла подачи метанола выполнен в виде электромагнитного клапана, работающего по технологическому регламенту ввода метанола, установленному в соответствии с показаниями дополнительно введенных датчиков давления.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве внешнего источника питания применен газовый источник тепловой и электрической энергии, дополнительно связанный с газовой линией устройства и с помощью теплопровода с обогревателем помещения, в котором размещены элементы устройства, на работоспособность которых влияет воздействие отрицательных температур.