СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА ПРИ КОЛЛЕКТОРНО-ЛУЧЕВОЙ ОРГАНИЗАЦИИ СХЕМЫ СБОРА НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF OPERATING GAS FIELD IN COLLECTOR-BEAM ARRANGEMENT SCHEME COLLECTION AT FINAL STAGE OF DEPOSIT DEVELOPMENT

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах.
Известно, что, в период падающей добычи и на завершающей стадии разработки месторождения снижение пластового давления приводит к увеличению влагосодержания газа [см. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1977].
По мере эксплуатации месторождения скорость движения газа и массовый расход со временем уменьшаются до критических значений, при которых поток газа не в состоянии выносить скапливающуюся жидкость, вследствие чего происходит ее периодическое накопление в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в соединительных трубопроводах (шлейфах). В летний период жидкостные пробки, образующиеся в шлейфах, сами по себе не оказывают существенного влияния на их работу, а также на работу скважин, но в зимний период при промерзании грунтов происходит замерзание этих пробок, скапливающихся в пониженных участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа и возрастанию устьевого давления. При достаточной производительности скважин, которые могут работать при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оставаться в равновесном состоянии, лишь частично перекрывая сечение. Однако на завершающем этапе эксплуатации, увеличение сопротивления шлейфа и вызванное этим повышение устьевого давления вызывают самозадавливание скважин и их остановку.
В литературе, касающейся данной области техники, известен способ удаления скопившейся жидкости путем продувки скважин и соединительных трубопроводов (шлейфов, коллекторов) на факел [см. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1977]. Этот способ до настоящего момента является основным способом удаления жидкости со скважин и шлейфов.
Существенным недостатком такого способа продувки является безвозвратная потеря значительного количества газа. Помимо потерь газа, данный способ невозможно применять постоянно и при большом количестве точек, требующих одновременной продувки.
Из уровня техники известны также способы эксплуатации скважин, при которых жидкость удаляется из скважин периодически, например, способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов по патенту RU 2017941. Этот способ включает добычу газа и периодическое удаление жидкости с забоя скважины добываемым газом. Жидкость с забоя скважины удаляют путем продувки шлейфов через газовый эжектор, при этом каждую скважину периодически подключают к камере смешения эжектора, на вход которого подают высоконапорный газ с дожимной компрессной станции (ДКС). Смешанный поток направляют на вход дожимной компрессорной станции, причем период продувки каждой скважины определяют по стабилизации температуры в ней.
Данный способ фактически подразумевает прогрев шлейфов и скважин путем закачки осушенного газа высокого давления с газового промысла через шлейф в пласт с одновременной подачей распыленного метанола (через эжектор).
К недостаткам данного способа можно отнести следующее.
Во-первых, требуется большой объем газа.
Во-вторых, скопившаяся в шлейфе жидкость не удаляется из системы и попадает обратно в пласт, что впоследствии опять приведет к образованию пробок и задавливанию скважин.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является способ периодического удаления жидкости из скважин и трубопроводов по патенту RU 2346147.
В этом способе осуществляют кратковременное прекращение добычи газа на промысле посредством переключения ДКС на холостой ход («разгрузка на кольцо») с последующим включением ее в штатный режим работы и подачей добываемого газа в магистральный газопровод. За период остановки промысла в соединительных трубопроводах образуются жидкостные пробки на пониженных участках трассы, а жидкость в стволах скважин скапливается на забое, частично поглощаясь в пласт. Последующее достаточно быстрое переключение ДКС на работу в газопровод приводит к выносу (удалению) жидкой фазы из скважин и соединительных трубопроводов и, тем самым, уменьшению гидравлического сопротивления системы сбора газа.
Недостатком этого способа является то, что для его осуществления требуется кратковременная полная остановка ДКС, с последующим резким запуском на полную мощность. Так, в рассмотренном в патенте примере для месторождения «Медвежье» требуется полная остановка ДКС на 10 минут с периодичностью 1 раз в сутки.
Остановки шлейфов и скважин в зимний период чреваты замерзанием жидкости, скопившейся в шлейфах.
Также, в настоящее время на месторождениях, находящихся на завершающем этапе эксплуатации, производится объединение газовых промыслов (ГП), при котором газ с одних ГП окончательно компримируется на других. В этом случае даже кратковременная остановка одного ГП может привести к остановке всего узла.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание способа эксплуатации ГП, обеспечивающего диагностирование накопления жидкости в какой-либо точке ГСС, а также забоев скважин и ее автоматизированное удаление без потерь газа и изменения технологического режима работы всего промысла, лишенного недостатков прототипа (полная остановка ДКС и вероятность того, что жидкость останется в скважинах).
Техническая целесообразность предлагаемого метода заключается в отсутствии необходимости изменения технологии добычи для удаления влаги, а экономическая - в отсутствии потерь газа и значительных капитальных вложений для реализации способа.
Технический результат предлагаемого изобретения:
- повышение надежности эксплуатации ГП;
- возможность эксплуатации месторождения до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи;
- значительное сокращение потерь газа при продувках.
Поставленная задача решается тем, что способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения, включающий периодическое удаление накапливающейся жидкости из скважин и участков газосборной сети, согласно изобретению на отдельных требующих продувки шлейфах создают повышенный перепад давления между кустом скважин и общим коллектором здания переключающей арматуры посредством изменения степени сжатия компрессора и одновременно ограничивают расход в остальных шлейфах на рабочем уровне посредством автоматических регуляторов, для чего все скважины и контролируемые точки шлейфов оснащают системой телеметрии, состоящей из преобразователей давления и температуры, постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения давления, температуры на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепады давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором здания переключающей арматуры, на основе этой информации фиксируют изменение гидравлического сопротивления и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе здания переключающей арматуры на величину, обеспечивающую снижение давления в кустовом коллекторе до минимальной величины, допускаемой регламентом работы скважин.
Сущность данного изобретения поясняется следующими иллюстрациями.
Фиг. 1 - Предлагаемая схема реализации метода.
Фиг. 2 - Расчетный перепад давлений по шлейфу куста сеноманских скважин №510 «ГДУ» (Газпром добыча Уренгой) в зависимости от расхода и величины статического давления.
Фиг. 3 - Графики изменений устьевых давлений (верхние два графика - устьевое давление на устье скважины 5101 и на входе в ЗПА шлейфа куста сеноманских скважин №510 «ГДУ». Внизу устьевая температура скважины 5101 и температура газа на входе в ЗПА) по данным системы РТП-04 с 07.09.12 по 16.11.12.
Фиг. 4 - Изменение перепада давлений устья скважин - вход ЗПА куста сеноманских скважин №510 «ГДУ», между продувками скважин по данным системы РТП-04 за период с 02.01.12 по 12.01.12.
Фиг. 5 - Графики устьевых давлений куста сеноманских скважин №510 «ГДУ» и давления входа ЗПА шлейфа данного куста с 01.01.12 по 31.03.12 по данным системы РТП-04.
Фиг. 6 - График изменений давлений: на устье скважины №5101, в кустовом коллекторе куста сеноманских скважин №510, на входе ЗПА шлейфа №510, при продувке скважины №5101 через шлейф. По данным системы РТП-04.
Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.
Повышение надежности эксплуатации ГП достигается за счет предупреждения аварийных ситуаций, связанных с образованием ледяных пробок, полностью перекрывающих сечение трубопроводов.
Когда по данным системы телеметрии (изменениям давлений, перепадов давлений и температур) диагностируют накопление жидкости на забоях скважин или развитие ледяной пробки, то производят удаление скопившейся жидкости за счет управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке на величину, достаточную, чтобы вынести скопившуюся жидкость, не снижая при этом давление в кустовом коллекторе ниже минимально допустимого, предусмотренного технологическим режимом. Таким образом, во-первых, управляющее воздействие является превентивным, его осуществляют до развития критических осложнений, а во-вторых, продувку производят только на тех скважинах и шлейфах, где существуют реальные предпосылки для их развития.
Возможность эксплуатации месторождения до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи достигается за счет постоянного поддержания гидравлического сопротивления системы добычи и сбора газа на минимальном уровне за счет периодического удаления скопившейся жидкости посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке при неизменном общем расходе ГП.
Значительное сокращение потерь газа при продувках достигается за счет того, что скапливающуюся жидкость удаляют посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке вместо продувок скважин и участков шлейфа на факел.
Как уже отмечалось выше, шлейфы не представляют сколько-нибудь значительного сопротивления течению газа, что подтверждается расчетами и экспериментальными замерами давлений по длине шлейфа от устья скважин до ЗПА, проведенными в рамках НИР «Разработка инновационной технологии утилизации газа при продувках и исследованиях скважин» (фиг. 2, 3).
Перепад давлений устье скважин - ЗПА при общей длине шлейфа 3,5 км составляет 0,035-0,06 МПа (на фоне рабочего давления 1,4 МПа на входе в ЗПА). При этом 0,025-0,03 МПа падения давления приходится на участок устье скважины - кустовой коллектор. Это объясняется избыточностью пропускной способности шлейфов на завершающем этапе эксплуатации. Диаграммы на фиг. 1, построенные в программной системе «Газконднефть», показывают, что в диапазоне расходов 2500-15000 куб.м и при давлениях в шлейфах 0,8-1,6 МПа перепад давлений для любого из них не превышает 0,05 МПа при длине шлейфа 3,5 км.
Наличие жидкостных пробок в летнее время не оказывает существенного влияния на общее сопротивление шлейфа. Как видно из фиг. 3, при работе данного шлейфа до начала октября перепады давлений между устьями скважин и ЗПА незначительные и увеличиваются до сколько-нибудь различимых значений только при снижении температуры газа на входе в ЗПА до плюс 1…2°C с 21.09.12, что свидетельствует о начале отложения льда на стенках труб и сокращении проходного сечения трубопровода.
В зимний период при промерзании грунтов происходит замерзание жидкостных пробок, скапливающихся в пониженных участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа. В этих условиях, при статических давлениях в шлейфах ниже 2 МПа, температура гидратообразования снижается ниже 0°C. При данном давлении в шлейфах ледяные пробки начинают образовываться раньше, чем гидратные, на которые слабо действуют ингибиторы типа метанола. При достаточной производительности скважин, которые могут работать при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оставаться в равновесном состоянии, лишь частично перекрывая сечение. Однако в большинстве случаев за счет увеличения сопротивления шлейфа и вызванного этим увеличения устьевого давления происходят самозадавливание скважин и их остановка (фиг. 4, 5).
При этом продувка одних скважин, приводящая к увеличению их дебита, одновременно приводит к увеличению давления в кустовом коллекторе (за счет сопротивления пробки) и к самозадавливанию скважин куста.
При продувке шлейфа и освобождении его от избытка накопившейся в пониженных участках жидкости, на какое-то время прекращается нарастание ледяной пробки, что, в свою очередь, приводит к уменьшению сопротивления шлейфа, а следовательно, к снижению давления в кустовом коллекторе.
Соответственно, скважины куста какой-то период работают без самозадавливания, что подтверждается графиком (фиг. 5) устьевых давлений куста с 20.02.12 по 03.03.12 (ровные линии устьевых давлений).
При удалении жидкости из самозадавливающихся скважин в соответствии с предлагаемым методом давление в шлейфе понижают так, чтобы снизить давление в кустовом коллекторе до значений, при которых начинается интенсивный вынос жидкости, не доходя при этом до минимально допустимых значений.
Данный процесс иллюстрируется графиком эксперимента на шлейфе, понижение давления в котором моделировалось при помощи ГФУ (горизонтальной факельной установки), которая имитировала работу компрессора (фиг. 6). Задавленную скважину продувают через шлейф таким образом, чтобы давление в кустовом коллекторе управляемо снижалось до момента, когда посредством системы телеметрии фиксируют резкий скачок давления на ее устье, произошедший при давлении 1,32 МПа (рабочее давление в тот период составляло 1,4 МПа). Это является свидетельством того, что скважина стала выносить воду и в дальнейшем снижении давления в коллекторе нет необходимости. Такой уровень давления находится в пределах допустимых рабочих давлений скважин куста, на 0,12 МПа выше минимального рабочего давления.
Таким образом, периодическое управляемое увеличение расхода в отдельных шлейфах позволяет на определенный период купировать нарастающие проблемы. Поскольку накопление жидкости в скважинах и шлейфах, а также образование ледяных пробок (до критической величины) носит периодический характер, то период воздействия на ГСС по предлагаемому способу будет равен наименьшему периоду возникновения критических осложнений в какой-либо из проблемных точек.
Заявленный способ имеет следующие особенности.
Газ со скважин 1 с куста скважин 2 по шлейфам поступает в кустовые коллекторы, подключенные к общему коллектору 3 ЗПА 4, далее в сепараторы цеха очистки газа (ЦОГ) 5 и на дожимную компрессорную станцию 6 (фиг. 1).
На каждой скважине устанавливают преобразователи температуры и давления, включенные в систему телеметрии и позволяющие получать данные в реальном времени, например, типа РТП-04, обозначенные цифрой 7. Такие же преобразователи устанавливают в контролируемых точках: в начале шлейфа на кустовых коллекторах, на входе в ЗПА и на пониженных участках шлейфа, где может скапливаться жидкость. Эти точки определяют индивидуально для каждого месторождения в зависимости от рельефа местности, технологической схемы ГП и других факторов. По перепаду давлений «устье скважин - кустовой коллектор» можно качественно судить об изменении расхода газа со скважин. Перепад давлений «кустовой коллектор - ЗПА» позволяет судить об изменении сопротивления шлейфа и определять развитие ледяных или гидратных пробок в шлейфе. Перепады давлений между контролируемыми точками шлейфа позволяют судить о месте возникновения пробок и контролировать их разрушение под воздействием повышенного расхода. На входе в ЗПА на каждом кустовом коллекторе устанавливают автоматические регуляторы 8. На фиг.1 также обозначены: 9 - жидкостные пробки; 10 - факельная линия; 11 - скважины, требующие продувки.
Способ осуществляют следующим образом.
Посредством преобразователей температуры и давления постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения этих параметров на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепадов давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором ЗПА, а также на участках шлейфа. Если по результатам измерений фиксируют увеличение гидравлического сопротивления шлейфа, свидетельствующего об образовании ледяной пробки, то за счет увеличения степени сжатия компрессора ДКС понижают давление в общем коллекторе ЗПА. На тех скважинах или в шлейфах, на участках которых требуется произвести удаление жидкости, давление на входе в ЗПА снижают до давления коллектора. Одновременно с этим за счет автоматических регуляторов ограничивают давления (на уровне рабочего) на входе в ЗПА в тех шлейфах, в которых понижения давления в данный момент не требуется.
куст
раб min
ЗПА
раб min
шлейфа
При этом за счет изменения степени сжатия компрессора поддерживают давление в кустовом коллекторе таким образом, чтобы устьевые давления на всех скважинах продуваемого шлейфа были не ниже минимально допустимого рабочего давления (Р≥Р). Величину давления в коллекторе ЗПА поддерживают на уровне Р=Р+ΔР (ΔР - падение давления по шлейфу).
i рег
ЗПА
i Paб.min
i шлейфа
Если в текущий момент продувке подлежат несколько шлейфов, то давление в коллекторе ЗПА определяют, исходя из наименьшего допустимого рабочего давления среди кустовых коллекторов продуваемых шлейфов. В остальных шлейфах, за счет регуляторов на входе в ЗПА, поддерживают либо рабочее давление (шлейфы, не требующие продувки), либо пониженное (продуваемые шлейфы), при этом на регуляторах шлейфов поддерживают падение давления ΔР=Р-(Р+ΔР) (для i-го шлейфа).
Таким образом, в отличие от прототипа, способ реализует следующие улучшенные характеристики:
1) удаление жидкости происходит лишь с тех участков, где это необходимо, без нарушения режима работы промысла;
2) данный метод позволяет удалять жидкость с забоев самозадавливающихся скважин;
3) нет риска замерзания жидкости во время остановки промысла.
Тем самым решается задача обеспечения бесперебойной работы промысла до определенных проектом значений устьевых давлений, без изменения технологии добычи. Экономический эффект от внедрения данного метода определяется отсутствием потерь газа при продувках и отсутствием капитальных затрат, связанных с изменением технологии добычи.