СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
METHOD OF ON-LINE MONITORING OF WATER AND SAND CARRY-OVER WITH EXTRACTED PRODUCT FROM WELL IN APCS OF GAS-FIELD SITES OF OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSITS OF FAR NORTH

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Известен способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко, P.M.Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцент», 2002. - 880 с.: ил.).
Указанный способ позволяет оценить наличие в добываемом продукте пластовой жидкости и песка при различных дебитах скважины.
Существенным недостатком указанного способа является низкая оперативность получения результатов измерения, так как он реализуется при газодинамических исследованиях скважин нефтегазоконденсатного месторождения, а такие исследования, как правило, проводятся один раз в год.
Известен способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации, включающий измерение давления газа на устье скважины (см. патент РФ №2338877).
Существенный недостаток указанного способа - он позволяет вести газодинамические испытания кустов газовых и газоконденсатных скважин с помощью телемеханики и АСУ ТП, но не производит оценку наличия пластовой жидкости и песка в добываемом продукте при различных дебитах скважин.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов., В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.).
Способ реализуют во время проведения газодинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед шлейфом-газопроводом монтируют установку типа «Надым-2», представляющую собой устьевое малогабаритное быстросъемное устройство, включающее сепаратор, расходомер и емкости для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. На каждом режиме работы скважины производят отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Полученные в результате исследования на каждом режиме пробы направляют на гидрогеохимический, гранулометрический и минералогические анализы. Результаты анализов используют при выборе и контроле технологических режимов работы скважин в комплексе с данными промыслово-геофизических исследований.
Существенным недостатком указанного способа является необходимость отсоединения установки от технологической линии после отбора проб на каждом режиме испытания скважины, замены диафрагмы и промывки контейнеров для проб. Полученные пробы направляют в лабораторию для проведения гидрогеохимического, гранулометрического и минералогического анализа, что исключает оперативность получения необходимой информации для оперативного управления технологией. В результате - высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения результатов. Кроме того, реализация известного способа требует постоянного наличия обслуживающего персонала у контролируемой скважины, что крайне нежелательно в условиях зимы Крайнего Севера.
Целью заявляемого технического решения является: оперативный контроль за выносом воды и песка с добываемым продуктом из скважины автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, снижение числа людей, занятых на обслуживании работающих скважин, и повышение точности ведения технологических процессов.
раск.к
ф.н
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оперативного контроля за выносом воды и песка из скважины с добываемым продуктом в АСУ ТП газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает измерение давления газа на устье скважины. Способ отличается от известных тем, что измерение давления газа на устье скважины осуществляют средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени. Одновременно на устье скважины контролируют температуру газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП вычисляют расчетное значение давления газа р, в конце шлейфа-газопровода. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа р в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы.
рас.к
ф.н
Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного р и фактического р.
Расчетное давление газа в конце шлейфа-газопровода определяют из соотношения (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):
ф.н
где р - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;
3
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м/сутки;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;
Δ - относительная плотность газа;
ср
Т - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;
p
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина газопровода, в км;
- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.
ср
При этом значения Т определяют из соотношения:
ф.н
где t - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;
ф.к
t - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.
раск.к
ф.к
раск.к
ф.к
На фигуре показана динамика изменения расчетного р и фактического р давления газа в конце шлейфа-газопровода (на входе УКПГ). Специально выделена область, характеризующая начало процесса выноса песка и воды из скважины. В этот момент динамика расчетного р и фактического р давлений становится различной.
ф.н
ф.к
ф.н
ф.к
рас.к
Способ осуществляют следующим образом: используя телеметрию, производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце шлейфа-газопровода (соответственно р, р, t, t), а также расход газа Q. Используя значения ряда проектных и справочных параметров определяют вычислительными средствами АСУ ТП расчетную температуру газа в конце шлейфа-газопровода р в реальном масштабе времени из соотношения:
ф.н
где р - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;
3
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м/сутки;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;
Δ - относительная плотность газа;
ср
Т - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;
p
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина шлейфа-газопровода, в км;
- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.
ср
При этом значения Т определяют из соотношения:
ф.н
где t - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;
ф.к
t - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.
раск.к
ф.к
раск.к
ф.к
раск.к
ф.к
Получаемые расчетные значения р строят в виде графика временной функции (см. фиг.). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного давления газа р на конце шлейфа-газопровода. Если оба графики совпадают либо идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность давлений Δ=р-р постоянна, то можно твердо утверждать, что выноса песка и воды из скважины нет и изменять режим эксплуатации скважины нет необходимости. Как только динамика изменения р и р становится разной, т.е. произошел выброс воды и песка из скважины, разность давления начинает меняться во времени (на фиг. эта область обозначена как «Область увеличения выноса песка и воды»). В этом случае оператор-технолог УКПГ должен принимать меры по восстановлению режима скважины с целью прекращения выноса песка и воды с добываемым продуктом из скважины.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение данного способа позволяет:
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии скважины, так как нарушения в работе скважины выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного гидродинамического исследования скважины, которое, как правило, проводится один раз в год;
- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений;
- значительно снизить материальные и временные расходы на газодинмические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газодинамические исследования каждой скважины, а будут производиться исследования только тех скважин, во время эксплуатации которых обнаружены факторы выноса песка и воды;
- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.