Способ и система оптимизации эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины
METHOD AND SYSTEM FOR OPTIMIZATION OF OPERATION OF WATER-FLOODED GAS OR GAS CONDENSATE WELL

Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности, к способам и системам оптимизации эксплуатации газовых скважин с осложняющим фактором в виде обводнения эксплуатационной колонны газовой скважины.
Как известно, многие углеводородные скважины изначально имеют высокую продуктивность, которая снижается со временем по мере выработки скважины. С течением времени, давление газа в лифтовой колонне и объемная скорость потока снижаются так, что они больше не позволяют поднимать добываемые жидкости на поверхность. В частности, по мере увеличения срока службы скважины для добычи природного газа, снижается давления пласта, которое поднимает газ на поверхность, что приводит к снижению добычи.
С течением времени в нижней части ствола скважины накапливается жидкость.
Накопление жидкостей в скважине создает дополнительное противодавление на пласт и может начать закрывать участок добычи газа пласта, в результате чего ограничивается поток газа и губительно снижается дебит скважины.
Таким образом, накопление жидкостей, таких как вода, в скважине природного газа приводит к снижению давления природного газа и сокращению дебита скважины.
В связи с этим предпринимают механические меры воздействия для удаления накопленной жидкости из ствола скважины и восстановления оптимального давления природного газа в лифтовой колонне.
Способ удаления таких накопленных жидкостей из ствола скважины обычно называют деожижением.
Из уровня техники известны различные методы деожижения газовых скважин, основными недостатками которых является возможность применения только после существенного снижения дебита, сложность конструкции, не возможность автономной работы.
Настоящее изобретение направлено на исправление недостатков существующего уровня техники.
Современным и технологичным способом удаления жидкости из газовых скважин является применение мультифазных насосных станций. Мультифазные системы производства Leistritz которые позволяют откачать скважинный флюид, понизить давление на оголовке скважины и в насосно-компрессорной трубе (НКТ).
Цикл удаления жидкости с помощью мультифазных станций Leistritz производится следующим образом. Мобильная мультифазная станция подключается в режиме байпаса в линию транспортировки газа. Мультифазный насос запускается на полное противодавление напорного трубопровода. Через небольшой промежуток времени станция создает перепад давления, снижая при этом давление на оголовке, и откачивает жидкость и газ из скважины. Таким образом, отдача газа будет увеличиваться. С увеличением скорости газа в НКТ будет обеспечиваться непрерывное удаление жидкости из скважины, при этом в скважине восстанавливаются требуемые дебит и давление. После восстановления объема перекачки газа мультифазная станция Leistritz может быть остановлена и отключена от трубопровода.
Информация взята из сети интернет: http://chemtech.ru/sovremennye-tehnologii-udalenija-zhidkosti-iz-gazovyh-skvazhin/ (дата обращения 10.02.2020).
К недостаткам описанного технического решения можно отнести высокую чувствительность насосной системы к механическим примесям в извлекаемой жидкости, что не позволяет применять систему в большинстве скважин. Также описанное техническое решение не устраняет выше приведенных сложностей, связанных с деожижением скважин.
Из патента на изобретение RU 2708430 C1 от 24.12.2018 известен способ эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины, согласно которому в центральной лифтовой колонне газожидкостную смесь пропускают через диспергаторы в виде кольца с конуснообразной поверхностью, при этом высота кольца диспергатора составляет 5-7 мм, ширина - 10-14 мм, а угол между конусной внутренней поверхностью кольца и внутренней поверхностью трубы составляет 130-140°, устанавливаемые внутри торцевой части центральной лифтовой колонны через каждые 200-250 м от башмака, газожидкостную смесь центральной лифтовой колонны сепарируют на поверхности с получением газа и жидкости, жидкость утилизируют после извлечения ценных компонентов, а из жидкости газоконденсатных скважин предварительно выделяют конденсат.
К недостаткам описанного решения можно отнести сложность адаптации системы к динамическим изменениям состояния углеводородного пласта, а также отсутствие контроля за состоянием скважины в режиме реального времени.
Из патента на изобретение RU 2540348 C2 от 22.12.2010 известен насос, система и способ деожижения скважин. Согласно описанному изобретению способ оптимизации эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины, включает оснащение скважины основной лифтовой колонной с помещенной внутрь колонной насосно-компрессорных труб НКТ, оснащенной насосным средством для откачки жидкости с приводом от электродвигателя, где отбор газа осуществляют лифтовой колонной. Причем насос деожижения содержит:
флюидный концевой насос;
гидравлический насос, связанный с флюидным концевым насосом;
электродвигатель, связанный с гидравлическим насосом; и
сепаратор, связанный с электродвигателем;
(b) приведение в действие флюидного концевого насоса при помощи гидравлического насоса;
(c) приведение в действие гидравлического насоса при помощи электродвигателя;
(d) всасывание скважинных флюидов в сепаратор, причем скважинные флюиды;
содержат жидкую фазу и множество твердых частиц, находящихся в жидкой фазе;
(e) отделение по меньшей мере порции твердых частиц от жидкой фазы, чтобы образовать обработанные скважинные флюиды;
(f) обеспечение протекания обработанных скважинных флюидов во флюидный концевой насос; и
(g) подача обработанных скважинных флюидов на поверхность при помощи флюидного концевого насоса.
К недостаткам описанного решения можно отнести сложность адаптации системы к динамическим изменениям состояния углеводородного пласта, а также отсутствие контроля за состоянием скважины в режиме реального времени.
Указанное техническое решение является ближайшим аналогом.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, являет обеспечение системы и способа оптимизации эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины с обеспечением постоянного функционирования скважины с оптимальным дебитом и минимальными затратами энергии.
Технический результат достигнутый от реализации изобретения заключается в повышении продуктивности газовых скважин, снижении затрат на эксплуатацию оборудования для деожижения скважин.
пласт
затруб
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что в качестве привода насосного механизма используют линейный вентильный погружной электродвигатель (ЛВПЭД), который соединяют с насосным средством откачки жидкости формируя электропогружную насосную установку. Управление насосной установкой реализуют исходя из соблюдения необходимой разности давлений ∆Р жидкости Р нижней части лифтовой колонны и давления газа Р на выходе лифтовой колонны, при этом, необходимую разность давлений ∆Р поддерживают в режиме реального времени, контролируя параметры столба жидкости в лифтовой колонне.
пласт
затруб
Согласно предпочтительному варианту реализации изобретения, параметры давления Р фиксируют посредством измерительной системы электропогружной насосной установки. Параметры давления Р фиксируют посредством наземных измерительных средств, сигналы с параметрами давления обрабатывают посредством программируемого логического контроллера (ПЛК) наземного блока управления линейным погружным электродвигателем.
ход
Также, в одном из возможных вариантов реализации изобретения, соблюдение необходимой разности давлений ∆Р и заданных параметров столба жидкости в лифтовой колонне обеспечивают путем задания количества ходов К подвижной части линейного погружного электродвигателя в минуту.
min
max
Также, согласно заявленному способу линейная электропогружная насосная установка выполнена с возможностью работы в по меньшей мере двух рабочих режимах «режим экстракции» и «режим мониторинга», причем переход между режимами осуществляют при определении превышения/соответствия измеряемых параметров заданной разности давлений ∆Р, где ∆Р ≤ ∆Р ≤ ∆Р.
ход
В «режиме экстракции» посредством ПЛК постоянно определяют оптимальное количество ходов К подвижной част ЛВПЭД, автоматически поддерживают заданное давление, на приеме насосного средства увеличивая декомпрессию на пласт.
Сущность заявляемых технических решений поясняется, но не ограничивается следующими графическими материалами:
фиг. 1 – принципиальная схема системы оптимизации эксплуатации обводненной газовой скважины;
фиг. 2 – вариант блок-схемы способа оптимизации эксплуатации обводненной газовой скважины.
Система оптимизации эксплуатации обводненной газовой скважины, преимущественно, может быть реализована на базе погружной насосной установки с линейным электродвигателем описанной в патентных документах UA118287 от 26.12.2018, UA118520 от 25.01.2019, RU2615775 от 11.04.2017, а также заявок на изобретения WO/2019/108160 от 11.07.2018, US20170284177A1 от 05.10.2017.
Согласно заявленному изобретению, система оптимизации эксплуатации обводненной газовой скважины (фиг.1) представлена наземной и погружной частями.
Наземная часть содержит наземный блок управления в виде станции управления (СУ) 1 оснащенной инверторным модулем, наземным блоком телеметрии, а также аппаратно программным комплексом (АПК) автоматизированной системы управления (АСУ) и мониторинга на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) 2. АПК осуществляет сбор и обработку данных измерительной системы.
Измерительная система представлена по меньшей мере наземными приборами 3, 4 фиксации давления газа на выходе лифтовой колонны 5, измерительными средствами станции управления 1 (на изображениях не показаны), а также измерительными устройствами погружной насосной установки, в частности измерительным блоком 6 системы погружной телеметрии.
Погружная часть представлена насосным средством 7 в виде плунжерного одно- или двухходового плунжерного насоса с приводом от линейного погружного вентильного электродвигателя (ЛВПЭД) 8. Насосная установка в составе ЛВПЭД с насосным средством, установлена в нижней части колонны  9 насосно-компрессорных труб и связана с наземной частью посредством силового кабеля 10, а также коммуницирует с элементами АСУ по измерительному информационному каналу (на изображениях не показан).
затруб
Наземный приборы 3 фиксации давления газа, по сути, дублирует показания измерительного средства 4 и обеспечивает передачу сигналов давления газа Р на выходе лифтовой колонны 5 в АПК для их дальнейшей обработки и формирования команд управления ЛВПЭД.
затруб
Описанная система работает следующим образом (фиг.2). Газовую скважину, сформированную основной лифтовой колонной 5 с помещенной внутрь колонной насосно-компрессорных труб 9 НКТ, оснащают насосным средством 7 для откачки жидкости с приводом от линейного вентильного погружного электродвигателя 8 (вместе формируют погружную насосную установку), где отбор газа осуществляют лифтовой колонной. Давление газа Р на выходе лифтовой колонны контролируют измерительными средствами 3, 4.
пласт
затруб
Управление погружной насосной установкой реализуют исходя из соблюдения необходимой разности давлений ∆Р жидкости Р нижней части лифтовой колонны и давления газа Р на выходе лифтовой колонны, при этом, необходимую разность давлений ∆Р поддерживают в режиме реального времени, контролируя параметры столба жидкости (h1, h2) в лифтовой колонне 5.
пласт
затруб
Параметры давления Р фиксируют посредством измерительной системы электропогружной насосной установки, в частности блоком телеметрии 6, параметры давления Р фиксируют посредством наземных измерительных средств 3, 4, сигналы с параметрами давления обрабатывают посредством программируемого логического контроллера (ПЛК) 2 наземного блока управления 1 линейным погружным электродвигателем.
ход
затруб
затруб
пласт
Соблюдение необходимой разности давлений ∆Р и параметров оптимального столба жидкости h2 в лифтовой колонне 5 обеспечивают путем задания количества ходов К подвижной части ЛВПЭД в минуту. Давление столба жидкости h2 должно быть меньше давления газа Рпо меньшей мере в 2 раза. Величина давления Римеет обратную зависимость от величины столба жидкости и соответственно давления Р.
max
min
Согласно одному из возможных вариантов реализации, линейную электропогружную насосную установку выполняют с возможностью работы в по меньшей мере двух рабочих режимах, «режим экстракции» и «режим мониторинга». Переход между режимами осуществляют при определении превышения/соответствия измеряемых параметров заданной разности давлений ∆Р, где ∆Р ≤ ∆Р ≤ ∆Р
max
∆Р – порог включения алгоритма, значение разности давления ниже контрольной точки КТ1, в данном случае необходимо контролировать давление газы исходя из которого осуществлять управление двигателем «режим экстракции».
min
∆Р – порог остановки работы насоса, значение разности давлений ниже контрольной точки КТ2, необходимо приостановить работу насосной установки.
ход
В «режиме экстракции» посредством ПЛК постоянно определяют оптимальное количество ходов К подвижной част ЛВПЭД, автоматически поддерживают заданное давление, на приеме насосного средства увеличивая декомпрессию на пласт.
Реализация заявленного способа позволяет интегрировать значения давления газа в затрубном пространстве в систему автоматизированного  управления работой погружной насосной установки на газовом фонде и добиться:
• Повышения дебита газа за счет снижения динамического уровня жидкости над насосом.
• Безостановочной работы установки за счет автоматического подбора количества ходов в минуту.
• Корреляции передаваемых параметров с погружного блока ТМС и датчика давления на затрубном пространстве, что является дополнительной защитой установки от срыва подачи.