СПОСОБ РАЦИОНАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОТБОРА ГАЗА ПО СКВАЖИНАМ НА КУСТЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к распределению отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Известен способ распределения отбора газа по скважинам, который путем изменения сопротивлений регулирующих штуцеров устанавливает такие дебиты скважин, которые находятся в пределах допустимых значений и обеспечивают в течение планируемого периода заданный отбор газа при минимальных потерях давления в системе пласт - скважины - газосборные сети [см., стр. 62, Тетерев И.Г., Шешуков Н.Л., Нанивский Е.М. Управление процессами добычи газа. М., Недра, 1981, 248 с.].

Недостатком указанного способа является отсутствие возможности в реальном масштабе времени выбрать рациональный режим распределения отбора газа по скважинам на кусте, оперативно проверить и скорректировать режим работы скважины во время эксплуатации, так как решение о корректировке принимается на основе устаревшей информации, что существенно снижает эффективность управления процессом добычи газа во время эксплуатации.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ распределения отбора газа по скважинам, который осуществляется по режимным картам скважин, где каждому режиму отбора газа из скважины соответствуют определенные давления и температуры на головке скважины. Причем режим работы скважин считается нормальными, если давления и температуры изменяются в допустимых пределах. Если резко нарушается режим работы скважины, оператор установки комплексной подготовки газа (УКПГ) отключает ее и ставит на замер. Далее по результатам замера рассчитывают текущие термодинамические параметры газового потока по стволу и на головке скважины с целью определения причины резкого изменения давления и температуры газа на головке скважины (нарушение режима работы скважины вследствие загидрачивания призабойной зоны ствола скважины или шлейфа, утечки газа из шлейфа и т.д.). Зная геолого-технические условия работы скважин, с помощью прогнозных расчетов вычисляют различные режимы отбора газа [см. стр. 102, Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К., Организация управления газодобывающим предприятием. - М., Недра, 1981. - 239 с.].

Существенным недостатком указанного способа является то, что отсутствует возможность в реальном масштабе времени выбрать рациональный режим распределения отбора газа по скважинам на кусте, оперативно проверить и скорректировать режим работы скважины во время эксплуатации, так как решение о корректировке принимается на основе устаревшей информации, что существенно снижает эффективность управления процессом добычи газа во время эксплуатации.

На Крайнем Севере, как правило, используется кустовая схема подключения скважин к газосборному шлейфу, укрупненный вид которой приведен на чертеже (для простоты изложения сути способа допустим, что на кусте имеется всего три скважины).

На чертеже использованы следующие обозначения:

1, 2, 3 - начальные точки шлейфов, идущие от устья скважин 1, 2, 3 соответственно к началу газосборного шлейфа;

4 - газосборный шлейф;

5 - стрелки, указывающие направления движения газа;

6 - начало газосборного шлейфа, к которому подключены скважины;

7 - конец газосборного шлейфа, который является входом УКПГ.

Очевидно, чтобы газ непрерывно поступал из скважин в газосборный шлейф, на устье скважин, т.е. в точках 1, 2, 3, давление всегда должно быть выше, чем в точке 6, т.е. в начале газосборного шлейфа. Несоблюдение этого условия может привести к обратному перетоку газа из одной скважины, где давление выше, в другую, где давление ниже. Имеются нефтегазоконденсатные месторождения, где в одном кусте присутствуют скважины, которые добывают газ из разных пластов, и поэтому нарушение указанного условия вызовет переток газа из одного пласта в другой, что недопустимо и можно считать серьезным нарушением технологического режима эксплуатации газоконденсатных месторождений.

Как известно, технологический режим скважин определятся на основе результатов газогидродинамического исследования скважин (ГДИС), которое проводится один раз в год. Из-за сложности протекания технологических процессов в пласте часто полученные параметры газовой залежи являются устаревшими уже к середине срока эксплуатации с момента проведения ГДИС. Поэтому для принятия эффективного решения по выбору режима работ скважин очень важно в реальном масштабе времени получать достоверную информацию о значении параметров залежи, в том числе и о забойном давлении скважин.

Задачей предлагаемого технического решения является выбор рационального режима распределения отбора газа по скважинам на кусте в реальном масштабе времени, оперативная проверка и корректировка режима работы скважины, при необходимости, в процессе эксплуатации.

Целью изобретения является рациональное распределение отбора газа по скважинам на кусте по результатам оперативной проверки и корректировки режима работы скважины при необходимости.

Поставленная цель достигается тем, что в способе рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатного месторождения, включающем сбор параметров стандартных газодинамических испытаний и контроль давления и температуры газа на головке скважины, в соответствии с изобретением автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), используя средства своих подсистем телеметрии и телемеханики на кустах газовых скважин, в реальном масштабе времени, производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры Т_у.и, расхода газа каждой скважины Q_и, а также давления газа Р_yгсш в начале газосборного шлейфа. Все измеренные значения АСУ ТП УКПГ записывает в свою базу данных (БД) и следит за соблюдением условия Р_у.и>Р_нгсш для всех скважин куста. Одновременно, используя эти и паспортные данные по каждой скважине, АСУ ТП расчетным путем определяет текущее значение ее забойного давления Р_з.р и записывает его в БД. В момент, когда (как только) поступает команда на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в БД параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия . И если условие выполняется, принимается решение по переводу скважины на новый режим эксплуатации. Но если условие не выполняется, оператору выдается сообщение о невозможности реализации нового режима. После получения такого сообщения оператор и/или АСУ ТП подбирают новый режим эксплуатации всех скважин куста, при котором будет выполняться условие для всех скважин и обеспечен режим добычи, удовлетворяющий поступившей команде на изменение режима эксплуатации. После того, как необходимый новый режим эксплуатации скважин будет найден, куст скважин выводят на этот режим с одновременной проверкой соблюдения условия P_у.и>Р_нгсш для всех скважин куста на этом новом режиме. В случае выявления отклонения от выполнения указанного условия (т.е при необходимости) производится соответствующая корректировка в процессе выхода на новый заданный режим эксплуатации куста газовых скважин. Измеряемые в процессе корректировки данные заносятся в БД для использования при последующем уточнении модели работы пласта в районе куста скважин.

Предложенный способ реализуется следующим образом. АСУ ТП УКПГ, используя средства своих подсистем телеметрии и телемеханики кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Р_у.и, устьевой температуры T_у.и, расхода газа каждой скважины Q_и, а также давления газа Р_нгсш в начале газосборного шлейфа и записывают их в свою БД. Используя результаты измерений значений параметров Р_у.и, Т_у.и, Q_и и паспортные данные скважин, АСУ ТП расчетным путем определяет значение забойного давления Р_з.р, и также записывает их в свою БД.

Забойное давление определяют, например, из соотношения [см. стр. 117, формула (25.3), Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]:

где

Р_у.и, Q_и - давление у устья фонтанных труб и дебит скважины соответственно, измеряют средствами телеметрии;

- относительная плотность газа;

L - глубина скважины;

z_cp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;

T_ср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной L.

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр фонтанных труб.

Среднюю температуру газа Т_ср определяют из соотношения:

Во время эксплуатации кустов скважин, АСУ ТП, используя свои подсистемы телеметрии и телемеханики, следит за тем, чтобы соблюдались следующие условия:

Р_1у.и>Р_нгсш,

Р_2у.и>Р_нгсш,

Р_3у.и>Р_нгсш,

где Р_1у.и, Р_2у.и, Р_3у.и - давление газа на устье скважин 1, 2, 3 соответственно.

Предположим, что в момент t₁ поступила команда в АСУ ТП УКПГ об изменении режима добычи газа скважины 1 (например, на увеличение добычи газа на ΔQ). В этом случае, на момент t₁ АСУ ТП из своей БД выбирает значение забойного давления Р_з.р. для этой скважины и из формулы (1) определяет ожидаемое значение устьевого давления газа для нового режима ее эксплуатации:

Далее проверяется выполнение условия для этого режима: . Если в результате проверки выяснится, что данное условие соблюдается, полученная команда об изменении режима работы скважины принимается к исполнению. А если выяснится, что значение давления равно или меньше Р_нгсш, тогда об этом сообщается оператору, что такой режим работы данной скважине задавать нельзя.

Таким образом, изменение режима работ скважины принимается не на основе забойного давления, которое было определено во время проведения ГДИС, а на основе текущего значения забойного давления, которое определяется в реальном масштабе времени, что значительно повышает эффективность принимаемых решений по управлению технологическим процессом.

Если в результате анализа выяснится, что такой режим задавать скважине нельзя, для выполнения задания по добыче газа либо оператор, либо система сама принимает решение о распределении отбора газа между скважинами куста. Определив приемлемый режим эксплуатации скважин куста, система приступает к его реализации. Во время его реализации система продолжает контролировать все вышеуказанные параметры и соблюдение условия:

Р_1у.и>Р_нгсш,

Р_2у.и>Р_нгсш,

Р_3у.и>Р_нгсш.

Это позволяет ей вывести куст скважин на новый режим эксплуатации с минимальным числом шагов итераций. Тем не менее, получаемые в процессе корректировки данные заносятся в БД для использования при последующем уточнении модели работы пласта в районе куста скважин.

Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».

Применение данного способа позволяет:

- существенно повысить оперативность принятия решений по выбору технологического режима работы скважин благодаря информации, получаемой в реальном масштабе времени средствами телемеханики, а не на основе информации, полученной во время ГДИС, которое, как правило, проводится один раз в год;

- оперативно контролировать и корректировать технологический режим работы скважины;

- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и соответственно сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.

- повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.