РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОТОКА МНОГОФАЗНОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ПОСТУПАЮЩЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ
FLOW REGULATION OF MULTIPHASE FLUID MEDIUM, SUPPLIED FROM WELL

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу регулирования потока многофазной текучей среды, поступающей из скважины, которая проходит в подземный пласт месторождения.
Уровень техники
Добыча углеводородов из подземных пластов почти всегда связана с образованием многофазного потока, состоящего из жидкости, такой как нефть и/или вода, и газа. При подъемном течении многофазной текучей среды в скважине часто могут возникать проблемы стабильности этого течения.
Нестабильности производительности скважины могут проявляться, например, в виде больших флуктуаций величины производительности нефти, составляющих, например, более 25% от средней величины производительности, или в ситуациях, когда большие нефтяные пробки чередуются с пульсациями газа. Отдельные проблемы встречаются в газлифтных скважинах, в которых газ, поступающий с поверхности, вводят в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну через кольцевое пространство, образованное между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, и клапан подачи газа, установленный в скважине выше по ходу движения потока. Кроме того, здесь могут возникать серьезные нестабильности величины отношения содержаний газа и жидкости в добываемой текучей среде, поднимающейся вверх по колонне насосно-компрессорных труб. Общая проблема присуща скважинам с двойным газлифтом, в которых размещены две насосно-компрессорные колонны, обычно с входными отверстиями для пластового флюида, выполненными на различной глубине. Эта общеизвестная проблема заключается в том, что добыча через одну из насосно-компрессорных колонн прерывается вследствие нестабильностей в подаче транспортирующего газа в насосно-компрессорные трубы.
Такие явления нестабильности часто называют "неустойчивостью", например неустойчивость в насосно-компрессорной колонне, неустойчивость в обсадной колонне и т.д. Неустойчивость вообще нежелательна, причем не только из-за потерь в добыче нефти, но также из-за отказа установленного ниже по потоку оборудования для транспортирования текучих сред, такого как сепараторы и компрессоры, из-за повреждения ствола скважины или трубопровода, ведущего от скважины к сепаратору, и негативного влияния последствий неустойчивости на другие скважины, подключенные к тому же оборудованию.
Для управления явлением неустойчивости в прошлом были предложены различные системы и методы.
В международной заявке на выдачу патента WO 97/04212 описана система регулирования производительности нефтяной газлифтной скважины, содержащая задвижку для регулирования потока сырой нефти, поступающего из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, в которую в некоторой точке забойной зоны скважины подают транспортирующий газ. Система регулирования обеспечивает динамическое регулирование отверстия упомянутой задвижки таким образом, что созданное в обсадной колонне полное давление минимизируется и стабилизируется на линии подачи транспортирующего газа.
В источнике информации SPE paper No. 49463 W.J.G.J. der Kinderer C.L. Dunham and H.N.J. Poulisse "Real-Time Artificial Lift Optimization" описана комбинация такой системы с устройством оценки производительности, которая основана на измерении перепада давления при прохождении фиксированного сужения проходного сечения. Перепад давления используют для оценки производительности, а указанную задвижку медленно и ступенчато регулируют для нахождения оптимальной величины отверстия с целью получения максимальной производительности.
В опубликованном описании изобретения к патенту США №6293341 раскрыт способ регулирования эксплуатационной скважины для добычи жидких и газообразных углеводородов, активируемой путем нагнетания газа, согласно которому расход добываемого углеводорода оценивают по измерению температуры добытых углеводородов и сравнивают с четырьмя предварительно заданными пороговыми значениями расхода. В зависимости от результата этого сравнения и от расхода нагнетаемого газа и размера отверстия выпускной задвижки, расход нагнетаемого газа или отверстие в выпускной задвижке изменяют ступенчатым образом на предварительно заданную величину.
Задача настоящего изобретения заключается в обеспечении способа регулирования расхода потока многофазной текучей среды, поступающей из скважины, который обеспечивает эффективное и надежное регулирование в различных ситуациях и с минимальными требованиями к средствам технического обеспечения процесса регулирования.
Раскрытие изобретения
В соответствии с изложенным обеспечивается способ регулирования потока многофазной текучей среды, поступающей из скважины, которая проходит в подземный пласт месторождения, при этом скважина снабжена на некотором расстоянии ниже по потоку задвижкой с регулируемым отверстием, при этом способ включает стадии
обеспечения протекания многофазной текучей среды через отверстие задвижки подобранной величины;
выбор одного параметра потока многофазной текучей среды, чувствительного к изменениям отношения содержаний газа и жидкости в многофазной текучей среде в некоторой точке скважины выше по ходу движения потока;
регулирование этого параметра потока в направлении достижения заданного значения параметра за счет управления проходным отверстием клапана;
при этом время регулирования от выявления отклонения параметра потока от заданного значения до управления отверстием меньше периода времени, необходимого для прохождения многофазной текучей средой 25% расстояния между указанными точками, находящимися выше по потоку и ниже по потоку.
По заключению заявителя, эффективное регулирование потока многофазной текучей среды может быть достигнуто путем достаточно быстрого управления регулируемой эксплуатационной задвижкой в ответ на изменение отношения содержаний газа и жидкости в добываемой текучей среде в некоторой точке скважины выше по потоку. Такое изменение может быть связано с параметром потока, характеризующим газожидкостное течение многофазной текучей среды в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Примерами таких параметров потока являются объемный расход, массовый расход, но для параметра потока могут быть также использованы и другие определения, указанные ниже.
Если, например, величина параметра потока свидетельствует о том, что в нижнем конце эксплуатационной насосно-компрессорной колонны образовалась жидкостная пробка, эксплуатационную задвижку необходимо быстро открыть таким образом, чтобы жидкость немедленно отводилась от этого места, прежде чем пробка может увеличиться вследствие растущего гидростатического давления в насосно-компрессорной колонне. С другой стороны, если указанный параметр потока показывает большой приток газа в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, задвижку необходимо прикрыть в достаточной степени с тем, чтобы создать корректирующее противодавление.
Временной масштаб, в течение которого должна управляться задвижка, может быть соотнесен с периодом времени, необходимым для того, чтобы текучая среда поднималась в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне вверх от точки выше по потоку, где имеет место изменение отношения содержаний газа и жидкости, до находящейся ниже по потоку точки расположения регулируемой задвижки. Заявитель установил, что для обеспечения достаточно быстрого срабатывания задвижка должна управляться быстрее промежутка времени, необходимого для прохождения многофазным потоком текучей среды 25% расстояния между указанными точками выше и ниже по ходу движения потока. Предпочтительно время регулирования не превышает 15%, более предпочтительно составляет менее 10% от периода времени, необходимого для прохождения многофазной текучей средой расстояния между указанными точками, находящимися выше по потоку и ниже по потоку, например составляет от 5 до 10% от этого промежутка времени. На практике очень эффективное регулирование достигается в том случае, если указанное время срабатывания минимизировано так, чтобы параметр потока измерялся непрерывно и каждая флуктуация или изменение тотчас же преобразовывались в некоторое корректирующее оптимальное значение регулируемой величины проходного отверстия задвижки, и, соответственно, задвижка управляется непрерывно. В типичных скважинах время регулирования соответствует одной минуте или менее, предпочтительно 30 секундам или менее, наиболее предпочтительно 10 секундам или менее, например составляет одну секунду.
Предпочтительно выбранный параметр потока измеряют вблизи находящейся ниже по потоку точки расположения регулируемой задвижки. Эта точка измерения находится ближе к регулируемой задвижке, чем к той точке выше по потоку, в которой происходят изменения отношения содержаний газа и жидкости, например, находится от указанной точки ниже по потоку на расстоянии в пределах максимум 10% расстояния между указанными точками выше по потоку и ниже по потоку. На параметр потока, определяемый на поверхности, изменение отношения содержаний газа и жидкости выше по потоку в скважине, например, в нижнем конце эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, влияет со скоростью звука, т.е. почти мгновенно. С другой стороны, необходимое время регулирования задвижки связано со скоростью потока многофазной текучей среды, которая имеет меньшую величину. Выявленное таким образом изменение параметра потока оставляет достаточное время для противодействия этому изменению. Наиболее предпочтительно проводить измерение параметра потока вблизи устья скважины, на поверхности.
В примере воплощения, который имеет особое преимущество, параметр потока оценивают как функцию перепада давления при прохождении потоком локального сужения проходного сечения, при этом указанный параметр потока не учитывает фактический состав многофазной текучей среды, имеющий отношение к перепаду давления в сужении проходного сечения. Данные по фактическому составу многофазной текучей среды, находящейся в определенное время в определенном месте эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, могут быть в принципе получены с помощью гамма-денситометра, расходомера многофазного потока или подобного измерительного устройства. По заключению заявителя, хорошее регулирование может быть достигнуто даже без таких данных по фактическому составу, и поэтому дорогостоящее оборудование, которое могло бы быть необходимым, не требуется.
Предпочтительно, в качестве сужения проходного сечения используют саму регулируемую задвижку, несмотря на то, что параметр потока, определенный таким путем, может быть, в некоторой степени, менее точным, чем при прохождении фиксированного сужения сечения, что, однако, не является проблемой для целей регулирования потока.
Следует понимать, что может иметь преимущество использование оптимизирующего блока управления, который работает во много большем временном масштабе и обеспечивает оптимизацию или максимум общей производительности за счет управления по заданному значению параметра потока. Оптимизирующий блок управления может, например, непрерывно контролировать усредненный параметр, имеющий отношение к производительности скважины, например, средний размер проходного отверстия задвижки, усредненный перепад давления потока при прохождении сужения проходного сечения или отверстия задвижки. Временной масштаб для такого блока управления, подключенного к контуру, находящемуся на поверхности, больше периода времени, необходимого для прохождения многофазной текучей средой расстояния между выбранными точками выше и ниже по ходу движения потока, например, временной масштаб составляет много минут, например 5 минут или более, вплоть до одного часа или даже больше.
В конкретном примере воплощения скважина представляет собой газлифтную скважину, снабженную эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, имеющей в точке, находящейся выше по потоку, клапан подачи газа. В этом примере воплощения основной причиной возмущений величины отношения содержаний газа и жидкости будет изменение расхода газа, нагнетаемого через клапан подачи газа.
В другом конкретном примере воплощения скважина представляет собой скважину с двойным газлифтом, в которой одна эксплуатационная насосно-компрессорная колонна образует первую эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и в которой, кроме того, установлена вторая эксплуатационная насосно-компрессорная колонна, при этом в скважине регулируют отношение параметра потока многофазной текучей среды в первой эксплуатационной насосно-компрессорной колонне к параметру потока второй эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.
Как было установлено, осуществляемое таким образом регулирование этого отношения для потока является эффективным методом предотвращения прекращения добычи через одну из насосно-компрессорных колонн и одновременной подачей всего подводимого газа в другую колонну, что приводит к весьма неэффективному газлифту.
Соответственно, способ согласно настоящему изобретению может быть использован для регулирования нескольких явлений неустойчивости, независимо от их источника, в различных ситуациях.
В соответствии с изобретением, кроме того, обеспечивается скважина, проходящая в подземный пласт для добычи многофазной текучей среды, направляемой к поверхности, снабженная в точке ниже по ходу движения потока задвижкой, имеющей регулируемое проходное отверстие, и системой регулирования, предназначенной для регулирования многофазного потока, включающей средства измерения параметра потока многофазной текучей среды, который чувствителен к изменениям отношения содержаний газа и жидкости в многофазной текучей среде в точке скважины, находящейся выше по потоку, и средства регулирования указанного параметра потока в направлении выбранной заданной величины путем управления размером отверстия задвижки, при этом система регулирования устроена так, что время регулирования от выявления отклонения параметра от заданного значения до управления отверстием меньше промежутка времени, необходимого для прохождения потоком многофазной текучей среды 25% расстояния между указанными точками, находящимися выше и ниже по ходу движения потока.
Краткое описание чертежей
Пример осуществления изобретение ниже будет раскрыт более подробно со ссылками на сопровождающие чертежи.
Фиг.1 - схематическое изображение скважины со свободным фонтанированием, воплощающей первое применение настоящего изобретения.
Фиг.2 - схематическое изображение газлифтной скважины, воплощающей второе применение настоящего изобретения.
Фиг.3 - схематическое изображение скважины с двойным газлифтом, воплощающей третье применение настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
На фиг.1 показана скважина 1 со свободным фонтанированием, проходящая от поверхности 3 в подземный пласт 5. Скважина имеет обсадную колонну 7, и в нижнем конце скважины выполнены перфорационные отверстия 8 для притока в скважину пластовых флюидов. В скважине установлена эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 10, отделенная от обсадной колонны пакером 12. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна проходит от ее конца 14, расположенного выше по ходу движения потока, до устья 15 скважины на земной поверхности и от устья скважины через выкидную линию 18 к технологическому оборудованию 20, включающему, например, сепаратор для разделения газа и жидкости. Вдоль выкидной линии 18 установлена система регулирования, включающая регулируемую задвижку 30, сужение 32 проходного сечения трубопровода, датчики давления 36 и 37, размещенные выше и ниже по ходу движения потока от указанного сужения проходного сечения, и блок 40 управления, принимающий входные сигналы по линиям 46,47 от датчиков давления 36,37 и имеющий линию 49 выходного сигнала для подачи управляющего сигнала к регулируемой задвижке 30. В конкретном примере воплощения (не показан, см. в этой связи фиг.2) регулируемая задвижка 30 расположена в определенном месте и играет роль сужения 32 проходного сечения для потока. Кроме того, сужение 32 проходного сечения может быть расположено выше по потоку вблизи регулируемой задвижки 30.
Пластовые флюиды, поступающие через перфорационные отверстия 8 в скважину, обычно представляют собой многофазную текучую среду, включающую жидкость и газ. Отношение содержаний газа и жидкости в условиях, реализуемых в забойной зоне скважины, может зависеть от многих факторов. Например, от состава невозмущенных пластовых флюидов, притока из других подземных областей, от количества газа, растворенного в нефти, и выделения растворенного газа благодаря разности давлений в пласте и скважине. Нестабильность добычи этой многофазной среды, направляемой к поверхности, может наблюдаться в различной степени, зависящей, кроме того, от общей величины производительности скважины, геометрии насосно-компрессорной колонны и параметров, характеризующих приток пластовых флюидов.
Согласно настоящему изобретению такие нестабильности можно эффективно регулировать за счет управления задвижкой 30, установленной ниже по ходу течения потока. С этой целью выбирают некоторый параметр потока многофазной текучей среды, который чувствителен к изменениям отношения содержаний газа и жидкости в многофазной текучей среде в точке скважины, которая находится выше по потоку, например, в нижнем конце эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 10 или в месте выполнения перфорационных отверстий 8.
Подходящим параметром потока является объемный расход или также массовый расход многофазной текучей среды.
Для осуществления эффективного регулирования не требуется определять эти расходы с высокой точностью. Наиболее важно быстро устанавливать наличие изменений в отношении содержаний газа и жидкости.
Выбранный параметр потока предпочтительно измеряют на поверхности.
Особенно преимущественный аспект воплощения изобретения, представленного на фиг.1, заключается в том, что выбранный параметр потока непрерывно контролируется только путем непрерывного мониторинга перепада давления в сужении проходного сечения для потока, без проведения мониторинга другой переменной для определения фактического соотношения содержаний газа и жидкости, влияющего на фактический перепад давления в локальном сужении проходного сечения для потока. Это является преимуществом, поскольку очевидно, что при осуществлении настоящего изобретения отсутствует необходимость в установке измерительного оборудования с целью получения данных, имеющих отношение к составу многофазной среды, например, небольшого специального сепаратора в целях осуществления контроля, дорогостоящего расходомера для многофазного потока или гамма-денситометра. В уровне техники такое оборудование используют для определения баланса массы многофазной текучей среды, например, массы газовой фракции, и ее изменений по времени в месте проведения измерений. Пользуясь этими данными, можно получить точные данные по объемным и массовым расходам и их изменениям в зависимости от времени. Следует, однако, понимать, что подходящий параметр потока, для использования его в качестве регулируемой переменной при управлении потоком многофазной среды, можно получить только из данных измерений давления, и эффективное регулирование достигается в том случае, когда в качестве управляемой переменной используется проходное отверстие в регулируемой задвижке. Таким путем получают относительно простой, но эффективный контур регулирования, который требует минимального технического аппаратурного обеспечения.
Подходящий параметр FP потока для потока многофазной текучей среды, протекающей через регулируемую задвижку, образующую локальное сужение проходного сечения, характеризуется следующим соотношением
где f - коэффициент пропорциональности (вообще говоря, безразмерный);
v
C - коэффициент задвижки (коэффициент расхода), который характеризует пропускную способность при заданном размере v отверстия задвижки и зависит от размера отверстия; и
Δр - перепад давления в сужении проходного сечения (в регулируемой задвижке);
F - обобщенный параметр потока.
v
v
v
v
1/2
1/2
1/2
1/2
Коэффициент C имеет размерность "объем/время · давление ". Общепринято выражать C в технических единицах измерения США "галлон США/мин·(фунт/кв.дюйм)", следуя общеизвестному определению C=Q (G/Δp), где Q - объемный расход, имеющий размерность "галлон США/мин", C - коэффициент задвижки в "галлон США/мин · (фут/кв.дюйм)", Δр - перепад давления в "фунт/кв.дюйм" и G - отношение плотности ρ текучей среды к плотности воды. Если осуществить перевод в следующие единицы измерения:
3
3
3
v
Q*[м/час], р* [бар], G=ρ* [кг/м]/1000[кг/м], и сохранить для C общепринятые единицы измерения США, то в результате получаем
Q*=Q*0,003785*60
Δр*=Δр*0,068947
3
ρ*=G*1000 кг/м
v
Подстановка в C в первоначальном определении и исключение надстрочного индекса * приводит к следующему соотношению:
3/2
-1/2
где u - постоянная преобразования, имеющая величину 1/u=0,03656 м · кг.
v
3
В дальнейшем будет предполагаться, что C и другие рассмотренные выше физические величины имеют установленные единицы измерения, и по этой причине в уравнениях будет появляться постоянная u. Из уравнений (1) и (2) следует, что объемный расход FP=Q (в единицах измерения "м/час") получается при выборе f из соотношения:
g
1
u
u
3
где х - массовое газосодержание многофазной текучей среды; ρ и ρ плотности газа и жидкости (кг/м); и где предполагается, что Δр/p<<1, p - давление выше по ходу движения потока от сужения проходного сечения.
3
Массовый расход FP=W (в единицах измерения "кг/м") получают, если коэффициент f выбирают как
Для того чтобы вычислить или массовый или объемный расход, необходимо знать величину массового газосодержания х многофазной текучей среды в сужении проходного сечения. Однако в способе согласно настоящему изобретению не проводят отдельное измерение, которое может быть использовано для этой цели, например, измерение с помощью гамма-денситометра. Существуют, однако, некоторые удобные пути получения параметра потока, который является подходящим для использования в качестве регулируемой переменной.
Один простой путь заключается в выборе f=const независимо от величины плотности. Полученный в результате параметр потока FP=F имеет характеристики, находящиеся где-то между массовым и объемным расходами. Было установлено, что простая схема регулирования, в которой величину этого параметра потока поддерживают на предварительно заданном уровне, путем соответствующего управления регулируемой задвижкой, уже может в значительной степени обеспечить устранение поршней жидкости и подавление пульсаций газа.
w
q
av
av
Представляется также возможным оценить массовый или объемный расход посредством оценки величины f или f, без проведения измерения отдельного параметра, имеющего отношение к фактическому соотношению содержаний газа и жидкости в сужении проходного сечения. Некоторую оценку можно, например, получить, используя среднюю величину массового газосодержания x многофазной текучей среды, которую добывают из скважины. Такую среднюю величину массового газосодержания можно, например, получить путем анализа в целом газового и жидкостного потоков, полученных в размещенном ниже по потоку сепарационном оборудовании 20. Так, в уравнении (2) или (3) вместо фактического массового газосодержания многофазной текучей среды, создающей перепад давления в сужении проходного сечения, используют среднее массовое газосодержание x. Для того чтобы воссоздать некоторую зависимость для флуктуаций в многофазном потоке по времени, можно принимать во внимание отклонения давления выше по потоку от базовой величины давления, например, за счет использования следующего соотношения:
u
Такое приближение можно, в частности, использовать в том случае, когда выполняется условие Δр/p<<1.
w
q
Оценка величин f и f может быть, кроме того, облегчена, если имеется информация относительно состава многофазного потока, т.е. преобладает ли жидкостный, газовый или смешанный газожидкостный поток.
При нормальной работе выбранный параметр потока непрерывно контролируется с помощью датчиков давления 36, 37, сигналы от которых поступают в блок 40 управления, где производится вычисление величины этого параметра потока. Когда величина параметра потока отклоняется от его заданного значения, блок управления определяет скорректированную заданную величину проходного отверстия регулируемой задвижки 30 и посылает к задвижке 30 соответствующий сигнал по линии 49.
В тех случаях, когда перепад давления на задвижке находится в критической области (например, когда в месте расположения сужения проходного сечения поток становится звуковым), вычисление для потока надлежащим образом отличается. В этом случае на поток больше не влияет давление ниже по ходу движения потока. Вычисления остаются такими же со следующей коррекцией: вместо разности давления Δр используют определенную постоянную часть давления, измеренного выше по потоку от сужения проходного сечения. Переход от докритического течения к критическому зависит от геометрических размеров и формы сужения проходного сечения, а также от условий проведения процесса. Часто считают, что критические условия существуют, если давление ниже по потоку меньше его переходной величины, которая составляет определенную часть от давления выше по потоку, например, 30% или 50% от давления выше по потоку. Поэтому, как только давление ниже по потоку становится ниже переходной величины, вместо рассмотренной выше разности Δр используют разность между давлением выше по потоку и переходной величиной давления. Параметр потока, таким образом, зависит только от величин давления выше по потоку и от проходного отверстия задвижки.
В соответствии с изобретением контур управления является столь быстродействующим, что период времени между выявлением отклонения параметра от заданного значения и управления размером отверстия меньше периода времени, необходимого для прохождения потоком многофазной текучей среды 25% расстояния от конца 14 эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 10, находящегося выше по ходу движения потока, до задвижки 30, установленной ниже по потоку.
В типичном примере эксплуатационная насосно-компрессорная колонна достигает глубины до 1500 м от поверхности, и общая скорость потока, без учета скольжения между газовой и жидкостной фазами, составляет 5 м/сек. В этом случае время регулирования должно быть менее 75 сек.
Достаточно хорошее регулирование достигается, если время регулирования минимизировано таким образом, чтобы выбранный параметр потока непрерывно измерялся, и каждая флуктуация или изменение тотчас же переводилась в скорректированную оптимальную заданную величину отверстия задвижки, и, соответственно, задвижкой управляют непрерывно.
Понятно, что для удаления высокочастотного шума из результатов измерения давления можно все-таки применить некоторую фильтрацию, но фильтрация, как правило, может сглаживать результаты измерений во временном масштабе, имеющем максимальную величину порядка 5 секунд.
В начале процесса подъемного течения в свободно фонтанирующей скважине приемлемо, чтобы регулируемая эксплуатационная задвижка 30 открывалась медленно до тех пор, пока не будут достигнуты условия стабильного течения. Следует отметить, что при очень большом уменьшении отверстий задвижек неустойчивость течения может быть стабилизирована благодаря трению, которое в этом случае оказывает преобладающее воздействие на гидравлику системы. Однако, даже, если условие стабильности течения таким путем и может быть достигнуто, такой путь является не желательным для эксплуатации скважины в течение продолжительного периода времени, поскольку это может привести к существенному снижению нефтедобычи.
Соответственно, блок управления 40 может быть включен после медленного увеличения заданной величины параметра (уставки) для блока управления до тех пор, пока не будет достигнута заданная величина параметра, соответствующая постоянному функционированию скважины. За счет регулирования потока в соответствии с настоящим изобретением добыча нефти стабилизируется и в то же время достигает максимума.
На фиг.2 показана газлифтная скважина 61, которая также может регулироваться по способу, соответствующему данному изобретению. На этой фигуре для одинаковых или подобных элементов конструкции, показанных на фиг.1, используются такие же номера позиций, что и на фиг.1.
В дополнение к элементам конструкции, рассмотренным выше со ссылкой на фиг.1, скважина 61 снабжена газлифтной системой, включающей источник 63, обеспечивающий подачу газа под давлением, соединенный посредством трубопровода 65 с кольцевым пространством 70, образованным между обсадной колонной 7 и эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 10. Трубопровод 65 снабжен клапаном 72 сообщения с кольцевым пространством. В забойной зоне скважины эксплуатационная насосно-компрессорная колонна снабжена клапаном 75 подачи газа, предназначенным для впуска транспортирующего газа из кольцевого пространства 70 в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 10. На фиг.2 показан только один клапан подачи газа, но должно быть понятным, что может быть использовано большее количество таких клапанов, установленных на различной глубине.
Общеизвестная проблема, которая встречается в газлифтных скважинах, заключается в нестабильной добыче вследствие явления "неустойчивости". В дополнение к причинам, подобным рассмотренным выше для свободно фонтанирующей скважины, особая причина неустойчивой, в частности, циклически неустойчивой добычи заключается во взаимодействии давления газа и объема кольцевого пространства и гидравлики в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне, что иногда также называют неустойчивостью в обсадной колонне. Объем кольцевого пространства действует как буферный объем для транспортирующего газа. Обсадная колонна заполняется через клапан связи с кольцевым пространством и истощается через клапан подачи газа. Давление в кольцевом зазоре определяется величиной притока через клапан сообщения с кольцевым пространством и оттока через клапан подачи газа. Гидравлика насосно-компрессорной колонны определяется массой смеси "нефть/вода/газ" и потерями на трение в совокупности с движущим напором, создаваемым продуктивным пластом.
Когда вследствие флуктуации скважинное давление уменьшается, приток пластового флюида увеличивается и увеличивается расход текучей среды, движущейся вверх по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Это вызывает уменьшение гидростатического давления в насосно-компрессорной колонне и, следовательно, повышенный приток транспортирующего газа, что приводит к дополнительному снижение давления в забое и краткосрочной максимальной добыче. Поскольку обычно объем находящегося под давлением газа ограничен, давление в кольцевом пространстве снижается, и подача газа в колонну уменьшается или даже прекращается до тех пор, пока в кольцевом пространстве вновь не будет создано давление достаточной величины. Затем такая же последовательность процессов может повторяться. Возникновение и серьезность такой неустойчивости в обсадной колонне зависит от многих факторов, например, от величины нормального перепада давления в клапане подачи газа и от соотношения между снижением давления в кольцевом пространстве при повышенной интенсивности (повышенном расходе) подачи газа в колонну и соответствующим снижением давления в забое. Часто случается, что оптимальное функционирование скважины происходит в условиях вблизи области существования неустойчивости в обсадной колонне или оптимальное функционирование происходит в этой области.
Известные в уровне техники подходы к регулированию нестабильных газлифтых скважин используют регулируемую переменную для элемента подачи газа, например, давление в кольцевом пространстве (полное давление, созданное в обсадной колонне), или расход газа, нагнетаемого в кольцевое пространство. Кроме того, известный уровень техники использует управляемую переменную для элемента подачи газа, например, отверстие клапана сообщения с кольцевым пространством, таким образом, чтобы величина притока газа изменялась для противодействия нарушению равновесия между притоком и оттоком газа в кольцевом пространстве.
Настоящее изобретение, с другой стороны, основано на использовании параметра потока многофазной текучей среды в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне в качестве (единственной) регулируемой переменной для обеспечения контура быстрого регулирования. В процессе нормального функционирования, после запуска, (единственной) управляемой переменной в контуре быстрого регулирования является отверстие задвижки 30.
Настоящее изобретение позволяет более надежно подавлять неустойчивость в обсадной колонне за счет поддерживания стабильного многофазного потока в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Поскольку регулируемая переменная и управляемая переменная физически находятся очень близко друг к другу, то регулирующее действие получается более надежным.
В примере осуществления, иллюстрируемом на фиг.2, управляемой переменной служит отверстие эксплуатационной задвижки 30, и манипуляция с этой задвижкой происходит очень быстро, в ответ на изменения интенсивности подачи (расхода) газа через клапан 75 подачи газа, которая характеризует интенсивность оттока газа из кольцевого пространства, т.е. воздействуют на саму интенсивность подачи (расход) газа. Если обнаружено, что интенсивность подачи газа в колонну в какой-то момент времени слишком высокая, задвижка 30 будет прикрываться до некоторого размера отверстия, при котором на клапане подачи газа создается достаточное противодавление для снижения разности между давлением в обсадной колонне и насосно-компрессорной колонне, в результате чего интенсивность подачи газа вновь снижается. Если оказывается, что интенсивность подачи газа слишком мала, отверстие в задвижке 30 увеличивают так, чтобы гидростатическое давление в насосно-компрессорной колонне снижалось, и за счет этого в колонну поступало дополнительное количество газа.
Изменение интенсивности подачи газа может быть обнаружено с использованием параметров потока Q, W и, в особенности, F, рассмотренных выше со ссылкой на фиг1. Однако, в отличие от фиг.1, в трубопроводе 18 на фиг.2 отсутствует отдельно выполненное сужение проходного сечения, и в качестве такого сужения используют регулируемую задвижку 30, на которой также измеряют перепад давления. Для определения параметра потока по измеренному перепаду давления (см. соотношение (1)) необходимо принимать во внимание зависимость коэффициента задвижки от размера отверстия. Это может привести к меньшей, в некоторой степени, точности нахождения параметров потока, но для целей регулирования приемлемо.
Нормальное функционирование контура регулирования весьма сходно с работой контура регулирования, описанной для свободно фонтанирующей скважины. Контур регулирования действует настолько быстро, что промежуток времени между выявлением отклонения параметра потока от его заданной величины и управлением размером отверстия меньше периода времени, необходимого для прохождения многофазной текучей средой 25% расстояния от места расположения клапана 75 подачи газа в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне 10 до задвижки 30, установленной ниже по потоку. Предпочтительно время регулирования должно быть как можно меньше, но при измерении давления может быть осуществлена некоторая фильтрация шума во временном масштабе, составляющем секунды.
Подходящим способом запуска газлифтной скважины является следующий. Первоначально запускают скважину при нормальном расходе транспортирующего газа и с регулируемой задвижкой, отверстие в которой меньше оптимального для предотвращения возникновения явления неустойчивости в обсадной колонне. Затем включают блок управления и после этого медленно увеличивают заданную величину параметра потока до достижения оптимального функционирования скважины. Конечной стадией может быть включение оптимизирующего блока управления.
Альтернативная последовательность при запуске скважины следующая.
Сначала запускают скважину с избытком подачи транспортирующего газа так, что скважина стабильно функционирует даже при почти полностью открытой регулируемой задвижке в устье скважины. Затем включают блок управления и медленно уменьшают подачу транспортирующего газа до оптимальной величины. Заключительной стадией может быть опять же включение оптимизирующего блока управления.
На фиг.3 показана газлифтная скважина 81 с двумя эксплуатационными насосно-компрессорными колоннами 10, 10', установленными с возможностью приема пластового флюида, поступающего из перфорационных отверстий 8, 8' в нижние концы 14, 14' этих колонн, где установлены пакеры 12, 12'. Такие скважины, называемые скважинами с двойным газлифтом, также могут регулироваться с использованием способа согласно настоящему изобретению. На фиг.3 для обозначения одинаковых или сходных элементов, показанных на фиг.1 и фиг.2, использованы те же ссылочные номера позиций, что и на фиг.1 и фиг.2, при этом позиции элементов, относящихся ко второй (более протяженной) насосно-компрессорной колонне, обозначены цифрой со штрихом.
Для скважин с двойным газлифтом характерна особая проблема. Транспортирующий газ подают к клапанам 75, 75' подачи газа через общее кольцевое пространство 70. Поэтому обычно отсутствует контроль над распределением транспортирующего газа в две эксплуатационные колонны 10 и 10'. Конечно, распределение газа определяется размером проходных отверстий клапанов подачи газа в совокупности с перепадом давления на этих отверстиях. Однако давление внутри эксплуатационных насосно-компрессорных колонн в значительной степени зависит от многофазного потока, протекающего в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне.
Заявитель обратил внимание на то, что при обычной флуктуации гидравлического давления многофазной текучей среды в одной колонне насосно-компрессорных труб количество газа, нагнетаемого через соответствующий клапан подачи газа в эту колонну, например, увеличивается. В результате увеличивается перепад давления на этом клапане подачи газа, и, соответственно, в колонну подается еще большее количество газа, что приводит к падению давления в кольцевом пространстве. Это, в свою очередь, приводит к снижению давления в другой эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. В конечном счете, обнаруживается, что производительность первой колонны при удвоенном расходе транспортирующего газа немного больше, чем в случае ее нормального функционирования, в то время как добыча через вторую колонну вообще не производится, поскольку она лишена какой-либо подачи транспортирующего газа. В целом, добывается значительно меньше пластового флюида, а сжатый транспортирующий газ используется не эффективно.
В примере осуществления, представленном на фиг.3, в каждой эксплуатационной насосно-компрессорной колонне имеются сужения 12, 12' проходного сечения для потока, в которых измеряют перепад давления. Данные измерений давления от датчиков 36, 36', 37, 37' поступают в блок управления 90. Вычисляют параметр потока, который связан с отношением расходов в обеих насосно-компрессорных колоннах. В случае использования показанных на фиг.3 фиксированных сужений 12, 12' проходного сечения расход может быть представлен как прямо пропорциональный корню квадратному из перепада давления, поэтому отношение давлений, или их квадратных корней, можно принимать в качестве отношения контролируемых расходов.
В принципе можно определять перепады давления на регулируемых задвижках 30, 30' без использования специальных фиксированных сужений проходного сечения. В этом случае параметр потока можно определять из отношения параметров FP в соответствии с уравнением (1) для каждой колонны насосно-компрессорных труб, учитывая тем самым величину отверстия задвижки.
Для регулирования скважины с двойным газлифтом, иллюстрируемой на фиг.3, первоначально каждая колонна насосно-компрессорных труб работает отдельно для определения условий стабильной номинальной подачи газа для каждой колонны в отдельности, в частности, размера отверстия задвижки и перепада давления на сужении проходного сечения, связанных с одним и тем же для обеих колонн полным давлением в обсадной колонне, измеренным вверху кольцевого пространства 70. При этом возможно, что до тех пор, пока расположение обеих колонн насосно-компрессорных труб не будет симметричным, интенсивности подачи транспортирующего газа для обеих колонн будут различными. Общая потребность номинальной подачи транспортирующего газа представляет собой сумму потребностей транспортирующего газа для двух насосно-компрессорных колонн в номинальных стабильных условиях. По результатам проверок выполнения этого условия определяется заданная величина для блока управления 90, который контролирует соотношение расходов в обеих колоннах насосно-компрессорных труб.
После определения номинальных условий сбалансированного газлифта скважину с двойным газлифтом запускают так, как это обычно осуществляется в уровне техники, например, путем подачи в скважину избыточного количества транспортирующего газа и медленного открытия эксплуатационных задвижек 30, 30'.
Далее может быть включен блок управления 90. Блок управления 90 установлен для управления посредством линии (линий) передачи сигнала 49, по меньшей мере, одной из задвижек 30, 30' так, чтобы отношение расходов поддерживалось близким к заданному значению. Включение блока управления осуществляют подходящим образом, принимая меры предосторожности, чтобы это включение происходило плавно и не создавало нестабильности. Затем интенсивность подачи транспортирующего газа может быть медленно уменьшена до ее нормального уровня за счет достаточного прикрытия клапана 72 сообщения с кольцевым пространством. Между тем внимательно следят за регулируемыми задвижками, чтобы иметь представление о том, входит ли одна из двух насосно-компрессорных колонн в опасную зону функционирования, когда задвижка прикрыта слишком сильно, что может служить показателем наличия проблем в эксплуатации скважины, например, недостаточность напора продуктивного пласта.
Затем подачу транспортирующего газа медленно уменьшают, и регулируемые задвижки 30 и/или 30' управляются так, чтобы поддерживать уравновешенную предварительно заданную интенсивность подачи газа в обе колонны насосно-компрессорных труб.
Блок управления может функционировать, например, следующим образом. Перепад давления для одной колонны умножается на предварительно выбранный коэффициент, который соответствует отношению перепадов давления в ситуациях равновесия. Результат вычитается из перепада давления, определенного для другой колонны. Блок управления стремится поддерживать различие перепадов нулевым.
Блок управления должен регулировать одну переменную, соответствующую соотношению расходов в обеих колоннах насосно-компрессорных труб. В принципе может быть достаточным управлять одной из задвижек 30, 30', в то время как другая задвижка поддерживается при постоянной степени ее открытия, например, при полностью открытом отверстии. Было установлено, что в этом случае может быть предпочтительным управлять задвижкой той эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, которой присуща тенденция принимать большее количество газа, чем это желательно.
В конкретном примере осуществления, однако, блок управления может с успехом использовать дополнительную степень свободы, обеспечиваемую наличием второй задвижки, с тем, чтобы также регулировать нестабильности, иные, чем рассогласование отношения между интенсивностями подачи газа в обе колонны труб. Так, другие проявления нестабильности в принципе могут быть нейтрализованы путем управления обеими задвижками одновременно. Весь процесс регулирования осуществляют настолько быстро, что время регулирования, отсчитываемое от возникновения нестабильности (например, неустойчивости в обсадной колонне) или флуктуации до управления задвижкой (задвижками), не превышает 25% периода времени, необходимого для того, чтобы многофазная текучая среда в одной из эксплуатационных насосно-компрессорных колонн проходила при подъемном течении всю длину этой эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.
Следует понимать, что все же возможно применить некоторое фильтрование данных измерения давления для удаления из результатов измерений высокочастотного шума, но это фильтрование, как правило, может сглаживать измерения во временном масштабе не более 5 секунд.
Регулирование потока в соответствии с настоящим изобретением может быть центральной частью или внутренним контуром более сложного алгоритма управления, включающего также один или большее количество внешних контуров регулирования. Внешний контур регулирования отличается от внутреннего контура регулирования характерным временем регулирования, которое обычно много больше, чем для внутреннего контура регулирования. Один характерный внешний контур регулирования может обеспечить регулирование усредненного значения параметра, например, усредненного перепада давления на сужении проходного сечения или усредненного размера отверстия эксплуатационной задвижки, или усредненного потребления транспортирующего газа в направлении предварительно заданного значения этого параметра.
Такой внешний контур регулирования можно использовать для достижения максимальной добычи многофазной текучей среды, проходящей через трубопровод, за счет стремления поддерживать регулируемую эксплуатационную задвижку, установленную наверху эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, почти в открытом положении, так, чтобы минимизировать перепад давления на длительный срок и в то же самое время оставить некоторый запас (предел) регулирования для нейтрализации непродолжительных флуктуаций. Внешний контур регулирования также может стремиться минимизировать потребление транспортирующего газа путем воздействия на клапан сообщения с кольцевым пространством.
Для определения усредненного параметра во внешнем контуре регулирования подходящим образом осуществляют усреднение, по меньшей мере, в течение 2 минут и во многих случаях более продолжительно, например 10 минут или более, так, что характерное время регулирования усредненного параметра, также относительно продолжительное, составляет, по меньшей мере, 2 минуты, но может также составлять 15 минут или несколько часов.