Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2474685

(19)

RU

(11)

2474685

(13)

C2

(51) МПК E21B47/10 (2012.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 07.02.2013 - нет данных Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2011117665/03, 05.05.2011

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

05.05.2011

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 05.05.2011

(43) Дата публикации заявки: 10.11.2012

(45) Опубликовано: 10.02.2013

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.499-503. RU 2285909 С2, 20.10.2006. RU 2338877 C1, 20.11.2008. MX 2007001960 A, 18.11.2008. US 2008282781 A1, 20.11.2008.

Адрес для переписки:

115191, Москва, 4-й Рощинский пр-д, 19, ООО "ФинЮрКонсалт", А.Э. Рудакову

(72) Автор(ы):

Андреев Олег Петрович (RU),

Ахметшин Баязетдин Саяхетдинович (RU),

Мазанов Сергей Владимирович (RU),

Арабский Анатолий Кузьмич (RU),

Дьяконов Александр Александрович (RU),

Гункин Сергей Иванович (RU),

Талыбов Этибар Гурбанали оглы (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)

(54) СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ВЫНОСА ВОДЫ И ПЕСКА С ДОБЫВАЕМЫМ ПРОДУКТОМ ИЗ СКВАЖИНЫ В АСУ ТП ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

(57) Реферат:

Изобретение относится к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение давления газа на устье скважины 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 в конце шлейфа. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Технический результат заключается в повышении точности ведения технологических процессов нефтегазоконденсатных промыслов. 1 ил.

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.

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 раск.к , в конце шлейфа-газопровода. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа р ф.н в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы.

Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного р рас.к и фактического р ф.н .

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.):

где р ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;

Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м 3 /сутки;

- коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;

- относительная плотность газа;

Т ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;

z p - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина газопровода, в км;

- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.

При этом значения Т ср определяют из соотношения:

где t ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;

t ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.

На фигуре показана динамика изменения расчетного р раск.к и фактического р ф.к 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 раск.к и фактического р ф.к давлений становится различной.

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 ф.н , р ф.к , t ф.н , t ф.к ), 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 рас.к в реальном масштабе времени из соотношения:

где р ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;

Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м 3 /сутки;

- коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;

- относительная плотность газа;

Т ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;

z p - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина шлейфа-газопровода, в км;

- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.

При этом значения Т ср определяют из соотношения:

где t ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;

t ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.

Получаемые расчетные значения р раск.к строят в виде графика временной функции (см. фиг.). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного давления газа р ф.к на конце шлейфа-газопровода. Если оба графики совпадают либо идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность давлений =р раск.к -р ф.к 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 раск.к и р ф.к 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.

Формула изобретения

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП нефтегазоконденсатных месторождений, включающий измерение давления газа на устье скважины, отличающийся тем, что измерение давления газа на устье скважины осуществляют средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа и с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расхода газа скважины, и используют текущие значения контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа p рас.к в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, после чего сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа p ф.н в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины с добываемым продуктом и необходимости регулирования режима ее работы, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного p рас.к и фактического p ф.н , при этом расчетное давление определяют из соотношения

где p ф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа; Q - расход газа в нормальных условиях, млнм 3 /сутки; - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода; - относительная плотность газа; Т ср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К; z р - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; l - длина шлейфа-газопровода, км; - внутренний диаметр шлейфа-газопровода, мм, при этом значение средней температуры газа в шлейфе-газопроводе Т ср в реальном масштабе времени определяют из соотношения

где t ф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода на устье скважины; t ф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода в этот же момент.

РИСУНКИ