Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла



Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла
Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла
Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла

 


Владельцы патента RU 2571787:

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ" (RU)

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту.

Известен способ определения технологического режима работы газовой скважины по результатам промысловых исследований с учетом геолого-технологических ограничений: устойчивости газоносных пластов к разрушению; наличию на забое столба жидкости или песчаной пробки; наличию подошвенной воды; одновременному притоку подошвенной воды и газа в скважину; температуры пласта, окружающей ствол скважины среды; гидратообразованию; наличию агрессивных компонентов в составе газа при различных концентрациях, давлениях, температурах и скоростях потока; многопластовости месторождения с учетом характеристики отдельных пластов, перемычек между ними, наличия или отсутствия гидродинамической связи между этими пластами, их режимов, состава газа в них, условий залегания и вскрытия их одним фильтром, запасов газа, близости контурных и подошвенных вод и др. (Зотов Г.А., Алиева З.С., Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980 г., с.275-290).

Недостатком данного способа является некорректное распределение дебитов между скважинами и кустами скважин при обосновании максимального технологического режима газового промысла из-за отсутствия учета влияния потерь давления газа в промысловых шлейфах на режим работы скважин и взаимного влияния скважин через газосборную сеть. Поэтому установить дебиты скважин, рассчитанные таким способом, например, на месторождении с падающей добычей, практически невозможно.

Известен способ определения технологического режима газового промысла с использованием математической модели системы добычи и сбора газа, созданной в программном комплексе, включающей модели всех скважин, внутрипромысловых и межпромысловых газопроводов с учетом изменения давлений, температур и влагосодержания в системе. Задавшись общим отбором газа по газовому промыслу или давлением, исходя из величин минимально и максимально допустимых дебитов кустов скважин, можно рассчитать технологический режим скважин и системы сбора газа (Облеков Г.И., Харитонов А.Н., Архипов Ю.А., Чупова И.М., Скоробогач М.А., Особенности назначения и расчета технологического режима работы скважин НГКМ Медвежье. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - №4. - С.72-75).

Недостатком известного способа является некорректное обоснование максимального технологического режима газового промысла из-за отсутствия критерия минимального достижимого давления на входе системы подготовки газа к транспорту, обеспечивающей очистку, осушку и компримирование газа. Для газодинамической характеристики системы добычи газа, включающей скважин и газосборную сеть, характерно увеличение производительности при снижении давления на устьях скважин, а следовательно, и на выходе системы (на входе системы подготовки газа к транспорту). Но обосновать уровень этого давления без учета характеристик системы подготовки газа к транспорту невозможно.

Задачей изобретения является разработка способа определения параметров максимального технологического режима газового промысла, позволяющего увеличить объем добычи газа при обеспечении безопасной и надежной эксплуатации скважин, газосборных сетей и технологического оборудования.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в улучшении условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования, приводящего к увеличению объемов добычи газа при обеспечении безопасной работы газового промысла.

Технический результат достигается тем, что в способе определения параметров максимального технологического режима газового промысла, на котором добываемый газ последовательно проходит системы добычи и подготовки газа к транспорту, определяют газодинамические характеристики системы добычи газа и системы подготовки газа к транспорту в виде зависимостей давления газа на входе системы подготовки газа к транспорту от объема добычи газа, после чего определяют значение объема добычи газа, при котором газодинамические характеристики имеют одинаковые значения давления газа. Газодинамическую характеристику системы добычи газа определяют путем расчета совместной работы скважин в газосборную сеть газового промысла при заданных характеристиках продуктивного пласта с использованием результатов промысловых исследований скважин и параметров работы системы добычи газа за предыдущий период. Газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту определяют путем расчета совместной работы установок очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа при заданном давлении газа на выходе данной системы с использованием результатов испытаний установок и параметров работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. При этом газодинамические характеристики систем добычи газа и систем подготовки газа к транспорту определяют исходя из обеспечения максимальной добычи газа при минимально-возможных потерях пластовой энергии, а также выполнении всех геолого-технологических ограничений продуктивного пласта, скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования и транспорта газа.

Объем добычи газа, при котором газодинамические характеристики имеют одинаковые значения давления газа, определяют с помощью аналитических, численных и графических методов.

Предлагаемый способ поясняется графиками, где на фиг.1 показана кривая газодинамической характеристики системы добычи газа, на фиг.2 - кривая газодинамической характеристики системы подготовки газа к транспорту, на фиг.3 - графическое отображение максимального технологического режима газового промысла ГП-2 месторождения Медвежье.

Предлагаемый способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла осуществляется следующим образом:

Определяют газодинамическую характеристику системы добычи газа газового промысла путем расчета совместной работы скважин в газосборную сеть. Для этого используют газодинамическую модель, объединяющую скважины и газосборную сеть газового промысла. Модель учитывает результаты промысловых исследований скважин и настроена на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине, фактическое или рассчитанное, например, с помощью газодинамической модели продуктивного пласта. Затем с помощью модели, включающей газодинамические характеристики продуктивного пласта, скважин, газосборной сети, которые получены при проведении исследований и настройке моделей, рассчитывают давление на входе системы подготовки газа к транспорту (выходе системы подготовки газа) при различных отборах газа с газового промысла. Настройку регулирующих элементов в системе рассчитывают таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа при минимальных потерях пластовой энергии. При этом учитывают все геолого-технологические ограничения, обеспечивающие безопасную эксплуатацию скважин и газосборной сети.

Аналогично определяют газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту газового промысла путем расчета совместной работы установок очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа. Для этого используют газодинамическую модель, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа. Модель учитывает результаты испытаний установок и настроена на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление газа на выходе данной системы, фактическое или рассчитанное, например, по результатам анализа работы системы, обеспечивающей транспорт газа после газового промысла. Затем с помощью модели, включающей газодинамические характеристики установок очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которые получены при проведении испытаний и настройке моделей, рассчитывают давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с газового промысла. Настройку регулирующих элементов в системе рассчитывают таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа при минимальных потерях пластовой энергии. При этом учитывают все геолого-технологические ограничения, обеспечивающие безопасную и надежную эксплуатацию установок очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа.

Полученные газодинамические характеристики отображают на одном графике в виде зависимостей давления газа на входе системы подготовки газа к транспорту от объема добычи газа на газовом промысле. Далее определяют значение объема добычи газа, при котором газодинамические характеристики имеют одинаковые значения давления газа на входе системы подготовки газа к транспорту. Данные давления и объем добычи газа соответствуют точке пересечения кривых газодинамических характеристик системы добычи газа и системы подготовки газа к транспорту. Полученные значения давления и объемов добычи газа соответствуют параметрам максимального технологического режима газового промысла.

Пример конкретной реализации способа.

Практически способ применяется следующим образом. Определение предлагаемым способом параметров максимального технологического режима проводилось на газовом промысле №2 (ГП-2) месторождения Медвежье.

В программном комплексе PIPESIM компании Шлюмберже была построена газодинамическая модель, объединяющая скважины и газосборную сеть газового промысла. В модель были введены результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважине от расхода газа, после чего она была настроена на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Было задано фактическое пластовое давление по каждой скважине и выполнен расчет давления на входе системы подготовки газа к транспорту при отборах газа с промысла в диапазоне от 1,5 млн. м3/сут до 3,0 млн. м3/сут в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. Расчет положения регулируемых дросселей, используемых в обвязке скважин, проводился таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа за счет минимизации потерь пластовой энергии, но при выполнении всех геолого-технологических ограничений, в том числе по максимальной допустимой депрессии на пласт, максимальному содержанию твердых примесей в продукции скважин, максимальной допустимой скорости газа в промысловых шлейфах и т.д., обеспечивающих безопасную эксплуатацию скважин и газосборной сети. Полученная газодинамическая характеристика системы добычи газа представлена на фиг.1.

Газодинамическая модель, объединяющая установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа была построена в программном комплексе HYSYS компании AspenTech. В модель были введены результаты заводских и промысловых испытаний по всем установкам и затем проведена настройка на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Было задано фактическое давление газа на выходе данной системы 14 кгс/см2. Затем было рассчитано давление на входе системы подготовки газа к транспорту при отборах газа с газового промысла в диапазоне от 1,5 млн. м3/сут до 3,0 млн. м3/сут в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. Режим работы установок и положение регулируемых дросселей выбирались таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа при минимальных потерях пластовой энергии и выполнении всех технологических ограничений, в том числе по максимальному количеству оборотов нагнетателя, удаленности от помпажа, максимальной пропускной способности сепарационного оборудования и т.д., обеспечивающих безопасную эксплуатацию установок. Полученная газодинамическая характеристика системы подготовки газа к транспорту представлена на фиг.2.

Полученные газодинамические характеристики были представлены на одном графике в виде зависимостей давления газа на входе системы подготовки газа к транспорту от объема добычи газа на газовом промысле, как показано на фиг.3. Максимальному технологическому режиму газового промысла соответствуют координаты точки пересечения кривых газодинамических характеристик, то есть давление газа на входе системы подготовки газа к транспорту 9,7 кгс/см2 и добыча газа 2,31 млн. м3/сут. Далее были зафиксированы расчетные параметры работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа соответствующие точке пресечения гидродинамических характеристик. Данные параметры должны устанавливаться при регулировании режимов работы элементов систем добычи и подготовки газа к транспорту для обеспечения максимального технологического режима газового промысла.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет достоверно определять и устанавливать максимальный технологический режим работы газового промысла, соответствующие режимы работы всех элементов систем добычи и подготовки газа к транспорту и тем самым увеличивать объем добычи в период «пиковых» отборов газа при обеспечении безопасной и надежной эксплуатации скважин, газосборных сетей и технологического оборудования.

Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла, на котором обеспечивают добываемым газом последовательное прохождение системы добычи и подготовки газа к транспорту, характеризующийся тем, что создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла, в которую вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа, после чего модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период, задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла, определяя положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети, получают газодинамическую характеристику системы добычи газа, создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период, задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок, получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике и по точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла, включающий давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей. Технический результат - более точная оценка фактических условий в существующем коллекторе, разработка и реализация разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород.

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Изобретение относится к диагностике штанговых насосных установок. Техническим результатом является обеспечение точной информативной диагностики для эффективного управления насосной системой.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС).

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин. Способ включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию.

Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат.

Способ относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке трудноизвлекаемых запасов газа из подземных залежей. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде. В способе измерения реологических свойств технологических жидкостей, включающем измерение движения жидкости под действием перепада давления через канал с фиксированной геометрией из проточной ячейки, определяют изменение давления газа в газовом буфере, создающем перепад давления в измерительной ячейке. При этом в качестве канала с фиксированной геометрией используется мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера сечения мембраны к размеру свободного сечения отверстия не менее 5, с расчетом по функциональной зависимости вида: , где Kt - интегральный реологический показатель, ΔP(t) - функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с, Δt - время истечения образца, с. При этом реализуется способ на устройстве, которое содержит измерительную проточную ячейку, выполненную в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого размещена мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера мембраны к размеру сечения отверстия не менее 5, а верхняя часть соединена с резервуаром переменного объема, заполняемого постоянным количеством газа, выполненным в виде шприцевого насоса, снабженного манометром. Техническим результатом является повышение эффективности способа с одновременным отражением свойств жидкости в пластовых условиях. 2 н.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 5 пр.,
Наверх