Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста. При поступлении команды на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в базу данных (БД) параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия и выводит куст на новый режим работы только при условии соблюдения всех базовых ограничений. Способ позволяет существенно повысить оперативность принятия решений по выбору рационального технологического режима работы скважин, оперативно контролируя и корректируя их технологический режим, набирать и систематизировать данные для оперативной корректировки модели работы пласта в районе куста газовых скважин, а также улучшить условия работы обслуживающего персонала на установке комплексной подготовки газа. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к распределению отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Известен способ распределения отбора газа по скважинам, который путем изменения сопротивлений регулирующих штуцеров устанавливает такие дебиты скважин, которые находятся в пределах допустимых значений и обеспечивают в течение планируемого периода заданный отбор газа при минимальных потерях давления в системе пласт - скважины - газосборные сети [см., стр. 62, Тетерев И.Г., Шешуков Н.Л., Нанивский Е.М. Управление процессами добычи газа. М., Недра, 1981, 248 с.].

Недостатком указанного способа является отсутствие возможности в реальном масштабе времени выбрать рациональный режим распределения отбора газа по скважинам на кусте, оперативно проверить и скорректировать режим работы скважины во время эксплуатации, так как решение о корректировке принимается на основе устаревшей информации, что существенно снижает эффективность управления процессом добычи газа во время эксплуатации.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ распределения отбора газа по скважинам, который осуществляется по режимным картам скважин, где каждому режиму отбора газа из скважины соответствуют определенные давления и температуры на головке скважины. Причем режим работы скважин считается нормальными, если давления и температуры изменяются в допустимых пределах. Если резко нарушается режим работы скважины, оператор установки комплексной подготовки газа (УКПГ) отключает ее и ставит на замер. Далее по результатам замера рассчитывают текущие термодинамические параметры газового потока по стволу и на головке скважины с целью определения причины резкого изменения давления и температуры газа на головке скважины (нарушение режима работы скважины вследствие загидрачивания призабойной зоны ствола скважины или шлейфа, утечки газа из шлейфа и т.д.). Зная геолого-технические условия работы скважин, с помощью прогнозных расчетов вычисляют различные режимы отбора газа [см. стр. 102, Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К., Организация управления газодобывающим предприятием. - М., Недра, 1981. - 239 с.].

Существенным недостатком указанного способа является то, что отсутствует возможность в реальном масштабе времени выбрать рациональный режим распределения отбора газа по скважинам на кусте, оперативно проверить и скорректировать режим работы скважины во время эксплуатации, так как решение о корректировке принимается на основе устаревшей информации, что существенно снижает эффективность управления процессом добычи газа во время эксплуатации.

На Крайнем Севере, как правило, используется кустовая схема подключения скважин к газосборному шлейфу, укрупненный вид которой приведен на чертеже (для простоты изложения сути способа допустим, что на кусте имеется всего три скважины).

На чертеже использованы следующие обозначения:

1, 2, 3 - начальные точки шлейфов, идущие от устья скважин 1, 2, 3 соответственно к началу газосборного шлейфа;

4 - газосборный шлейф;

5 - стрелки, указывающие направления движения газа;

6 - начало газосборного шлейфа, к которому подключены скважины;

7 - конец газосборного шлейфа, который является входом УКПГ.

Очевидно, чтобы газ непрерывно поступал из скважин в газосборный шлейф, на устье скважин, т.е. в точках 1, 2, 3, давление всегда должно быть выше, чем в точке 6, т.е. в начале газосборного шлейфа. Несоблюдение этого условия может привести к обратному перетоку газа из одной скважины, где давление выше, в другую, где давление ниже. Имеются нефтегазоконденсатные месторождения, где в одном кусте присутствуют скважины, которые добывают газ из разных пластов, и поэтому нарушение указанного условия вызовет переток газа из одного пласта в другой, что недопустимо и можно считать серьезным нарушением технологического режима эксплуатации газоконденсатных месторождений.

Как известно, технологический режим скважин определятся на основе результатов газогидродинамического исследования скважин (ГДИС), которое проводится один раз в год. Из-за сложности протекания технологических процессов в пласте часто полученные параметры газовой залежи являются устаревшими уже к середине срока эксплуатации с момента проведения ГДИС. Поэтому для принятия эффективного решения по выбору режима работ скважин очень важно в реальном масштабе времени получать достоверную информацию о значении параметров залежи, в том числе и о забойном давлении скважин.

Задачей предлагаемого технического решения является выбор рационального режима распределения отбора газа по скважинам на кусте в реальном масштабе времени, оперативная проверка и корректировка режима работы скважины, при необходимости, в процессе эксплуатации.

Целью изобретения является рациональное распределение отбора газа по скважинам на кусте по результатам оперативной проверки и корректировки режима работы скважины при необходимости.

Поставленная цель достигается тем, что в способе рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатного месторождения, включающем сбор параметров стандартных газодинамических испытаний и контроль давления и температуры газа на головке скважины, в соответствии с изобретением автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), используя средства своих подсистем телеметрии и телемеханики на кустах газовых скважин, в реальном масштабе времени, производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рyгсш в начале газосборного шлейфа. Все измеренные значения АСУ ТП УКПГ записывает в свою базу данных (БД) и следит за соблюдением условия Ру.ингсш для всех скважин куста. Одновременно, используя эти и паспортные данные по каждой скважине, АСУ ТП расчетным путем определяет текущее значение ее забойного давления Рз.р и записывает его в БД. В момент, когда (как только) поступает команда на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в БД параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия . И если условие выполняется, принимается решение по переводу скважины на новый режим эксплуатации. Но если условие не выполняется, оператору выдается сообщение о невозможности реализации нового режима. После получения такого сообщения оператор и/или АСУ ТП подбирают новый режим эксплуатации всех скважин куста, при котором будет выполняться условие для всех скважин и обеспечен режим добычи, удовлетворяющий поступившей команде на изменение режима эксплуатации. После того, как необходимый новый режим эксплуатации скважин будет найден, куст скважин выводят на этот режим с одновременной проверкой соблюдения условия Pу.ингсш для всех скважин куста на этом новом режиме. В случае выявления отклонения от выполнения указанного условия (т.е при необходимости) производится соответствующая корректировка в процессе выхода на новый заданный режим эксплуатации куста газовых скважин. Измеряемые в процессе корректировки данные заносятся в БД для использования при последующем уточнении модели работы пласта в районе куста скважин.

Предложенный способ реализуется следующим образом. АСУ ТП УКПГ, используя средства своих подсистем телеметрии и телемеханики кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Tу.и, расхода газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и записывают их в свою БД. Используя результаты измерений значений параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, АСУ ТП расчетным путем определяет значение забойного давления Рз.р, и также записывает их в свою БД.

Забойное давление определяют, например, из соотношения [см. стр. 117, формула (25.3), Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]:

где

Ру.и, Qи - давление у устья фонтанных труб и дебит скважины соответственно, измеряют средствами телеметрии;

- относительная плотность газа;

L - глубина скважины;

zcp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

Tср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр фонтанных труб.

Среднюю температуру газа Тср определяют из соотношения:

Во время эксплуатации кустов скважин, АСУ ТП, используя свои подсистемы телеметрии и телемеханики, следит за тем, чтобы соблюдались следующие условия:

Р1у.ингсш,

Р2у.ингсш,

Р3у.ингсш,

где Р1у.и, Р2у.и, Р3у.и - давление газа на устье скважин 1, 2, 3 соответственно.

Предположим, что в момент t1 поступила команда в АСУ ТП УКПГ об изменении режима добычи газа скважины 1 (например, на увеличение добычи газа на ΔQ). В этом случае, на момент t1 АСУ ТП из своей БД выбирает значение забойного давления Рз.р. для этой скважины и из формулы (1) определяет ожидаемое значение устьевого давления газа для нового режима ее эксплуатации:

Далее проверяется выполнение условия для этого режима: . Если в результате проверки выяснится, что данное условие соблюдается, полученная команда об изменении режима работы скважины принимается к исполнению. А если выяснится, что значение давления равно или меньше Рнгсш, тогда об этом сообщается оператору, что такой режим работы данной скважине задавать нельзя.

Таким образом, изменение режима работ скважины принимается не на основе забойного давления, которое было определено во время проведения ГДИС, а на основе текущего значения забойного давления, которое определяется в реальном масштабе времени, что значительно повышает эффективность принимаемых решений по управлению технологическим процессом.

Если в результате анализа выяснится, что такой режим задавать скважине нельзя, для выполнения задания по добыче газа либо оператор, либо система сама принимает решение о распределении отбора газа между скважинами куста. Определив приемлемый режим эксплуатации скважин куста, система приступает к его реализации. Во время его реализации система продолжает контролировать все вышеуказанные параметры и соблюдение условия:

Р1у.ингсш,

Р2у.ингсш,

Р3у.ингсш.

Это позволяет ей вывести куст скважин на новый режим эксплуатации с минимальным числом шагов итераций. Тем не менее, получаемые в процессе корректировки данные заносятся в БД для использования при последующем уточнении модели работы пласта в районе куста скважин.

Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».

Применение данного способа позволяет:

- существенно повысить оперативность принятия решений по выбору технологического режима работы скважин благодаря информации, получаемой в реальном масштабе времени средствами телемеханики, а не на основе информации, полученной во время ГДИС, которое, как правило, проводится один раз в год;

- оперативно контролировать и корректировать технологический режим работы скважины;

- 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.

Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатного месторождения, включающий сбор параметров стандартных газодинамических испытаний и контроль давления и температуры газа на головке скважины, отличающийся тем, что автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), используя средства подсистем телеметрии и телемеханики кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа, записывает их в базу данных (БД) АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и следит за соблюдением условия Ру.ингсш для всех скважин куста, а так же, используя эти и паспортные данные скважин, АСУ ТП расчетным путем определяет текущее значение забойного давления Рз.р и записывает его в БД, а как только поступает команда на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в БД параметрам ожидаемое устьевое давление , осуществляет проверку выполнения условия и если условие выполняется, разрешает перевод скважины на новый режим эксплуатации, но если условие не выполняется, оператору выдается сообщение о невозможности реализации нового режима, после чего оператор и/или АСУ ТП подбирают режим эксплуатации всех скважин куста, при котором будет выполняться условие для всех скважин и обеспечен режим добычи, удовлетворяющий поступившей команде на изменение режима эксплуатации, после чего куст скважин выводят на новый режим с проверкой соблюдением условия Ру.ингсш для всех скважин куста на новом режиме с соответствующей его корректировкой в процессе выхода на заданный режим при необходимости и занесением этих данных в БД для использования при последующем уточнении модели работы пласта в районе куста скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам, помещаемым внутрь трубопровода для транспортировки текучей среды, содержащей нежелательную среду или вещество. Устройство содержит барьерную часть для разделения в продольном направлении, по меньшей мере, длины трубопровода с формированием канала для прохождения транспортируемой текучей среды над барьерной частью и отстойника для сбора нежелательной среды или вещества под барьерной частью.

Изобретение относится к способу и системе передачи газообразного топлива от источника газа к газовым турбинам. Система передачи содержит первые расходомеры, которые расположены параллельно друг другу и каждый из которых выполнен с возможностью получения первого измерения части расхода газообразного топлива, проходящего через систему коммерческой передачи, и вторые расходомеры, которые расположены последовательно относительно первых расходомеров и каждый из которых выполнен с возможностью получения второго измерения расхода газообразного топлива, проходящего через систему коммерческой передачи, при этом каждый из первых и вторых расходомеров выполнен с возможностью блокирования или разблокирования соответственно с предотвращением или обеспечением приема газообразного топлива на основании количества газовых турбин, находящихся в работе.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации многоцеховых компрессорных станций магистрального газопровода.

Способ и устройство предназначены для определения наличия отложений в полости линейного участка трубы постоянного проходного сечения при прокачке кислородосодержащего потока.

Изобретение относится к устройствам для выдачи сжатого газа потребителю преимущественно в области ракетно-космической техники и предназначено для одновременного обеспечения систем двигательной установки ракеты-носителя сжатым газом, получаемым от одного источника, различных требуемых давлений и расходов при проведении технологических операций на техническом комплексе.

Изобретение относится к области регулирования давления в магистральных трубопроводах нефти и нефтепродуктов. Технический результат - повышение точности и скорости регулирования.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.
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 трубопроводному транспорту. Испытательный полигон содержит соединенные между собой насосную станцию, замерно-регулировочный пункт, технологические трубопроводы с запорной аппаратурой, узел приема/пуска/пропуска средств очистки и диагностики трубопроводов, первый, второй и третий кольцевой трубопроводы разного диаметра, резервуар для хранения рабочей жидкости, вспомогательные электронасосные агрегаты, дренажные и вспомогательные трубопроводы.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Трубопровод испытательного полигона содержит узел приема/пуска/пропуска средств очистки и диагностики (далее СОД), который является самостоятельной единицей, включенной в кольцевой испытательный трубопровод и составляющий в сумме с ним его длину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Способ аккумуляции холода в пласте включает использование двухтрубной компоновки в двуствольной горизонтальной скважине, спуск первой лифтовой трубы с установкой пакера для отделения затрубного пространства и добычи нефти, спуск второй лифтовой трубы меньшего диаметра.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к фильтрующим устройствам для очистки бурового раствора и защиты бурового оборудования от попадания крупных механических частиц.

Изобретение относится к вибросейсмической технике и может быть использовано для повышения нефтеотдачи нефтегазоносных месторождений путем скважинного вибровоздействия на нефтяные пласты, а также для сейсморазведки земных недр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта состоит из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно газожидкостной смеси. Технический результат - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и утилизации попутного нефтяного газа с использованием отводящих факельных газов. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения доли сжигаемого попутного нефтяного газа на факельной установке и использования тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры попутного нефтяного газа для дальнейшей его транспортировки с остальным добываемым продуктом.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно. Рабочая колонна, размещенная внутри боковой секции, фиксирующего устройства и боковой колонны заканчивания, содержит установочное устройство, которое разъемно присоединяется к фиксирующему устройству и узлу инструмента заканчивания, размещенному внутри боковой колонны заканчивания. Компоновка заканчивания скважины спускается внутрь ствола скважины посредством рабочей колонны. После закрепления фиксирующего устройства рабочая колонна перемещает узел инструмента заканчивания скважины внутри боковой колонны заканчивания, например, для гравийной набивки, гидроразрыва, гидроразрыва, совмещённого с установкой гравийного фильтра, кислотной обработки, цементирования, перфорационных работ и наполнения пакеров. После заканчивания ствола скважины узел инструмента заканчивания скважины удаляется через боковую секцию установки сопряжения. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста. При поступлении команды на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в базу данных параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия и выводит куст на новый режим работы только при условии соблюдения всех базовых ограничений. Способ позволяет существенно повысить оперативность принятия решений по выбору рационального технологического режима работы скважин, оперативно контролируя и корректируя их технологический режим, набирать и систематизировать данные для оперативной корректировки модели работы пласта в районе куста газовых скважин, а также улучшить условия работы обслуживающего персонала на установке комплексной подготовки газа. 1 ил.

Наверх