RU2291295C1

RU2291295C1 - Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины

Info

Publication number: RU2291295C1
Application number: RU2005120931/03A
Authority: RU
Inventors: Иль Леонидович Коновалов (RU); Илья Леонидович Коновалов; Михаил Александрович Корженко (RU); Михаил Александрович Корженко; Александр Николаевич Липко (RU); Александр Николаевич Липко; Борис Федорович Тараненко (RU); Борис Федорович Тараненко
Original assignee: Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика"
Priority date: 2005-07-04
Filing date: 2005-07-04
Publication date: 2007-01-10

Abstract

Изобретение относится к технике автоматического управления и регулирования технологическими процессами и может быть использовано в газовой промышленности при добыче и подземном хранении газа. Техническим результатом изобретения является обеспечение поддержания энергосберегающего дебита скважины и повышение надежности добычи газа и уменьшение коэффициента газоотдачи пласта. Система содержит во внутреннем контуре регулирования датчик расхода газа (датчик дебита скважины), установленный на линии выхода газа из скважины, автоматический регулятор расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины) и регулирующий штуцер, установленный на линии выхода газа из скважины. При этом к первому входу регулятора дебита скважины подключен датчик расхода газа, а выход регулятора дебита скважины подключен к регулирующему штуцеру. Дополнительно система содержит во внешнем контуре регулирования датчик акустического давления, установленный на забое скважины, автоматический регулятор акустического давления и задатчик акустического давления. При этом к первому входу автоматического регулятора акустического давления подключен датчик акустического давления, ко второму - задатчик акустического давления, а выход автоматического регулятора акустического давления подключен ко второму (задающему) входу автоматического регулятора дебита скважины. 1 ил.

Description

Изобретение относится к технике автоматического управления и регулирования технологическими процессами и может быть использовано в газовой промышленности при добыче и подземном хранении газа.

В соответствии с концепцией, принятой в газовой промышленности России (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995), основная задача в подотрасли добычи газа состоит в обеспечении надежной добычи газа (без осложнений и аварий) и в разработке месторождения с высоким коэффициентом газо- и конденсатоотдачи (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - с.7). Решение этой задачи начинается с выполнения проекта разработки месторождения. Традиционный подход к проектированию разработки месторождения природного газа и последующей его эксплуатации, который длительный период времени применялся на практике, провозглашал возможность практически полной газоотдачи пласта, с одной стороны, и получение максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой стороны, т.е. фактически провозглашал форсированную разработку месторождения (а на практике это повсеместно осуществлялось и осуществляется до сих пор). Последствия такого подхода оказались мало утешительными. Ретроспективный анализ огромного фактического материала по разработке и эксплуатации газовых месторождений, проведенный Ю.П.Коротаевым и др. (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство. "Недра", 1999) показал, что фактические показатели разработки и эксплуатации месторождений по сравнению с показателями в проектных решениях, основанными на традиционном подходе, не совсем совпадают. В вышеназванном источнике приводятся результаты анализа разработки более 80 практически выработанных отечественных и зарубежных месторождений природных газов и анализ условий работы 2575 эксплуатационных скважин (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с.30]. Установлено, что средняя газоотдача составляет примерно 70% (по 444 полностью выработанным залежам России). Для примера, конечная газоотдача группы месторождений Кубани составляет 56-60%, а газоотдача Коробковского месторождения составляет всего 40% (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: ОАО" Издательство "Недра", 1999, с.30). Практически для всех месторождений природного газа оказалась крайне существенной проблема надежности добычи газа без осложнений и аварий. Осложнения связаны, главным образом, с разрушением призабойной зоны и обводнением скважин. В книге (Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко, Р.М.Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002), например, в результате анализа эксплуатации Уренгойского месторождения констатируется, что (цитируем): "В последние годы во многих скважинах происходит разрушение призабойной зоны скважин при рабочих депрессиях на пласт 0,1-0,2 МПа. Отрицательное влияние песка на работу скважин проявляется за счет накопления песка в интервале перфорации на забое скважин, в технологических трубопроводах и аппаратах, абразивном разрушении скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа, в создании аварийных ситуаций. За 12 месяцев 1995 г., например, при проведении ежегодных ревизий аппаратов осушки газа и разделителей Е-310 из них было извлечено в общей сложности более 118 т песка". Аналогичная картина наблюдается на сеноманских залежах Медвежьего и Ямбургского месторождений (Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко. Р.М.Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002). Образующиеся на забое скважины песчаные пробки приводят к уменьшению дебита скважин и могут полностью приостановить подачу газа на поверхность. Аналогичные последствия дает обводнение скважин, вызванное не адекватным (завышенным) установлением дебита скважин. Обводнение скважин приводит к уменьшению их дебита и коэффициента газоотдачи пласта.

Таким образом, установление и поддержание не адекватных (завышенных) дебитов скважин приводит к понижению надежности добычи газа (в связи с указанными выше осложнениями) и уменьшению конечной газоотдачи пласта.

Известна (Б.Ф.Тараненко, В.Т.Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М.: Недра, 1976, с.45) система автоматического регулирования дебита скважины. Она является наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату заявляемому техническому решению и принята в качестве прототипа.

Система автоматического регулирования дебита газовой скважины построена по каскадному принципу. Она содержит два контура регулирования: внутренний и внешний. Внутренний контур регулирования (ведомый) представляет собой собственно систему автоматического регулирования (CAP) расхода газа (CAP дебита скважины). Внешний контур регулирования (ведущий) представляет собой систему автоматическою регулирования давления газа в коллекторе сборного пункта, в который подается газ от скважин. Внутренний контур регулирования (CAP дебита скважины) содержит датчик расхода газа (датчик дебита скважины), автоматический регулятор расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины) и регулирующий штуцер. Датчик расхода газа и регулирующий штуцер установлены на линии выхода газа из скважины. Выход датчика расхода газа подключен к первому входу автоматического регулятора расхода газа, а выход регулятора расхода газа (автоматического регулятора дебита скважины) подключен к регулирующему штуцеру. Внешний контур регулирования (CAP давления газа в коллекторе) содержит датчик давления газа, автоматический регулятор давления, ручной задатчик давления газа, n (по числу CAP дебита скважины) блоков умножения сигнала на постоянный коэффициент, n блоков ограничения сигнала. Датчик давления газа входом подключен к коллектору сборного пункта, а выходом - к первому входу регулятора давления газа, ко второму (задающему) входу которого подключен ручной задатчик давления газа. Выход регулятора давления газа подключен ко входам n блоков умножения сигнала на постоянный коэффициент, выход каждого из которых подключен ко входу "своего" блока ограничения сигнала, а выход последнего подключен ко второму (задающему) входу "своего" автоматического регулятора дебита скважины.

Известная система автоматического регулирования дебита газовых скважин работает следующим образом. При отклонении давления газа в коллекторе сборного пункта от заданного значения, устанавливаемого ручным задатчиком, автоматический регулятор давления по ПИ-закону изменяет (через блоки умножения сигнала на постоянный коэффициент и блоки ограничения сигнала) задание одновременно всем регуляторам дебита скважин. Регуляторы дебита скважин, сравнивая текущий расход газа (текущий дебит) с заданным значением, воздействуют в нужном направлении на "свои" исполнительные механизмы (регулирующие штуцеры) до тех пор, пока текущий дебит скважины (расход газа) не станет равным заданному значению. При помощи блоков умножения сигнала на постоянный коэффициент настраивается требуемое соотношение между дебитами различных скважин, а при помощи блоков ограничения сигнала обеспечиваются ограничения (по max и min), налагаемые на дебит каждой скважины. Настройка требуемого соотношения и ограничений на дебит каждой скважины осуществляется геологической службой газодобывающего предприятия на основании результатов периодически проводимых исследований скважин (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995), предыдущего опыта эксплуатации и проекта разработки месторождения, содержащего указания по допустимым дебитам скважин. Однако эти настройки во многом остаются не адекватными, субъективными. Автоматический ПИ-регулятор давления изменяет задания регуляторам расхода (которые, в свою очередь, изменяют дебиты газовых скважин) до тех пор, пока давление газа в коллекторе не станет равным заданному значению. При этом часть или все скважины могут выйти на максимальный дебит, настройка которого осуществлялась с определенной степенью субъективизма. Это приводит к уменьшению надежности добычи газа и уменьшению коэффициента газоотдачи пласта.

Основной недостаток известной системы автоматического регулирования дебита газовой скважины состоит в том, что она, реализуя не адекватные настройки максимально допустимого дебита скважины, уменьшает надежность добычи газа и коэффициент газоотдачи пласта.

Задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в том, чтобы создать техническое решение, обеспечивающее повышение надежности добычи газа и коэффициента газоотдачи пласта.

Для достижения названного технического результата известная система автоматического регулирования дебита газовой скважины, содержащая во внутреннем контуре регулирования (в CAP дебита скважины) датчик расхода газа (датчик дебита скважины), установленный на линии выхода газа из скважины; автоматический регулятор расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины) и регулирующий штуцер, установленный на линии выхода газа из скважины, при этом к первому входу регулятора дебита скважины подключен датчик расхода газа, а выход регулятора дебита скважины подключен к регулирующему штуцеру, дополнительно содержит (во внешнем контуре регулирования) датчик акустического давления, установленный на забое скважины; автоматический регулятор акустического давления и задатчик акустического давления; при этом к первому входу автоматического регулятора акустического давления подключен датчик акустического давления, ко второму - задатчик акустического давления, а выход автоматического регулятора акустического давления подключен ко второму (задающему) входу автоматического регулятора дебита скважины.

Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины показана на чертеже.

Она содержит:

- датчик 1 расхода газа (датчик дебита скважины), установленный на линии выхода газа 2 из лифтовой трубы 3 газовой скважины 4;

- автоматический регулятор 5 расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины);

- регулирующий штуцер 6, установленный на линии выхода газа из лифтовой трубы газовой скважины, при этом к первому входу автоматического регулятора дебита скважины подключен датчик расхода газа, а выход автоматического регулятора дебита скважины подключен к регулирующему штуцеру;

- датчик 7 акустического давления (работающий в ультразвуковом диапазоне частот), установленный на забое 8 скважины, вскрывшей газоносный пласт 9;

- автоматический регулятор 10 акустического давления;

- задатчик 11 акустического давления; при этом к первому входу автоматического регулятора акустического давления подключен датчик акустического давления, ко второму - задатчик акустического давления, а выход автоматического регулятора акустического давления подключен ко второму (задающему) входу автоматического регулятора дебита скважины.

Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины работает следующим образом. Газ из пласта 9 поступает на забой 8 скважины 4 и далее по лифтовой трубе 3 под действием пластового давления перемещается на устье скважины 4 и через регулирующий штуцер 6 - в линию 2 выхода газа из скважины (в шлейф газовой скважины). Установленный на забое 8 скважины датчик 7 акустического давления измеряет уровень шума (акустическое давление) в призабойной зоне пласта 9. Уровень шума в ультразвуковом диапазоне частот однозначно (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998) характеризует режим (закон) движения (фильтрации) газа в пористой среде пласта (линейный закон движения Дарси, или нелинейный квадратичный закон движения). Датчик 7 акустического давления передает сигнал, пропорциональный уровню шума, на первый вход автоматического регулятора 10 акустического давления. Последний сравнивает текущее значение уровня шума с заданным значением, устанавливаемым при помощи задатчика 11 акустического давления и, в зависимости от знака и величины разности этих сигналов (ошибки регулирования уровня шума), по ПИ-закону изменяет величину выходного сигнала, подаваемого на задающий вход автоматического регулятора 5 дебита скважины. Автоматический регулятор 5 дебита скважины сравнивает текущий дебит (измеряемый датчиком 1) с заданным дебитом и по ПИ-закону воздействует на регулирующий штуцер 6 до тех пор, пока текущий дебит скважины не станет равным заданному значению. Задание автоматическому регулятору дебита скважины формируется автоматическим регулятором 10 акустического давления (уровня шума) до тех пор, пока текущий уровень шума в призабойной зоне пласта 9 не станет равным заданному уровню шума, характерного для энергосберегающего дебита скважины (характерного для границы перехода от линейного (энергосберегающего) закона фильтрации (закона Дарси) газа в пористой среде к нелинейному закону фильтрации). Каскадная схема построения системы автоматического регулирования повышает качество регулирования уровня шума на забое скважины (по сравнению с возможной одноконтурной системой регулирования уровня шума) за счет того, что при изменении дебита скважины, вызванного, например, изменением давления газа в шлейфе, расход газа будет быстрее компенсирован автоматическим регулятором расхода газа (внутренним контуром регулирования) путем перемещения регулирующего штуцера, и возмущение не в полной мере дойдет до забоя скважины, где расположен датчик основной регулируемой величины - акустического давления.

Длительное время доминирующим законом притока газа из пласта в скважину принимался двучленный (нелинейный) закон притока. Исходя из него, теоретически не существовало ограничений на дебит при отсутствии явного выноса породы и пластовой воды с забоя скважин. В результате по существу перестало быть жизненной необходимостью регулярное проведение исследований скважин (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с.217) и контроль за их работой. На практике это, как правило, приводило к эксплуатации скважин с перегрузкой и выносом некоторого количества песка, скапливающегося на забое скважин и сепараторах, а практические ограничения дебита вводились лишь при интенсивном выносе песка и нарушениях (эрозионном износе) в поверхностном оборудовании. Противоречия между теорией и практикой привели к выработке новой, радикально отличной от предыдущей, концепции разработки и эксплуатации месторождений природных газов, которая, обеспечивая нормативную прибыль, во главу угла ставит проблему обеспечения надежности добычи газа и повышения газо- и конденсатоотдачи (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998 и Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999). В 1986 г. проф. Ю.П.Коротаев теоретически обосновал и экспериментально подтвердил (путем проведения прецизионных акустико-гидродинамических исследований пористых сред и специальных гидродинамических исследований скважин на Уренгойском и других месторождениях) существование двух режимов фильтрации газа: по линейному закону Дарси и нелинейному (квадратичному) закону с точкой перехода между ними, соответствующей критическому дебиту Q_кр. Исходя из этого им предложен новый предельный энергосберегающий технологический режим эксплуатации скважин (ТРЭС), согласно которому дебит скважины должен быть Q=Q_кр=const. Этот режим обеспечивает надежную эксплуатацию скважин (без осложнений и аварий) и повышение газо- и конденсатоотдачи в течение основного срока разработки залежи. Режим Q=Q_кр=const обеспечивает получение максимального дебита при минимальных потерях пластовой энергии и соответствует верхней границе закона Дарси (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с.226). Критический дебит Q_кр - это максимальный дебит, при котором фильтрация осуществляется по линейному закону. т.е. соответствует максимальному энергосберегающему дебиту, когда потери давления пропорциональны дебиту в первой степени Q. При дебитах Q>Q_кр потери давления пропорциональны дебиту во второй степени. Таким образом, поддержание технологического режима эксплуатации скважины на уровне Q=Q_кр=const обеспечивает экономию пластовой энергии, позволяет осуществлять эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны пласта (так как разрушения обусловлены упругими акустическими колебаниями, возникающими при Q>Q_кр) и предотвращает в значительной мере избирательное продвижение пластовых вод из-за отсутствия упругих акустических колебаний на забое скважин (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с.226). Исследованиями установлено (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999), что при Q>Q_кр имеют место критические колебания горной породы, генерирующие пластовый акустический шум в ультразвуковом диапазоне частот. Эти колебания, по мнению авторов упомянутой работы, усугубляют разрушение призабойной зоны. По существу, на разрушение призабойной зоны расходуется часть энергии, которая связана с нарушением закона Дарси. Поэтому рекомендуемый выше ТРЭС Q=Q_кр=const обеспечивает надежную эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны. При превышении критической скорости фильтрации (Q>Q_кр), сопровождаемом нарушением линейного закона Дарси, в призабойной зоне возникает акустический шум. Установлено (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.280], что акустическая мощность шума при истечении газа из пористой среды относится к ультразвуковому спектру частот, а истечение газа из перфорационных каналов - к звуковому диапазону частот. В результате множества исследований авторами работы (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.284) сделан вывод о том, что возникновение шума при фильтрации газа связано с нарушением линейного закона Дарси. Установлено, что после достижения критической скорости фильтрации (критического дебита) (сразу после некоторой зоны несформировавшейся турбулентности) наблюдается отклонение от линейного закона фильтрации, что сопровождается резким повышением интенсивности аэродинамического шума (и, соответственно, акустического давления). Образование шума объясняется (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998) механическими неоднородностями пласта и изменениями скоростей и направления движения газа в порах пласта. "Сегодня является неоспоримым фактом, что, измеряя акустические характеристики шума при фильтрации газа, можно четко фиксировать переход от линейной к нелинейной фильтрации." (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.284). Ю.П.Коротаевым, С.П.Сибиревым и др. создан глубинный акустический прибор с двумя отдельными акустическими датчиками для измерения акустического давления в звуковом и ультразвуковом диапазоне частот (Р.И.Вяхирев, Ю.П.Коротаев, Н.И.Кабанов. Теория и опыт добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.281).

Предлагаемая автоматическая система регулирования, поддерживая уровень шума (акустическое давление в ультразвуковом диапазоне частот) на забое скважины равным уровню шума, характерного для перехода от линейного закона фильтрации к нелинейному закону фильтрации, обеспечивает поддержание энергосберегающего дебита скважины и тем самым повышает надежность добычи газа и коэффициент газоотдачи пласта.

Claims

Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины, содержащая датчик расхода газа (датчик дебита скважины), установленный на линии выхода газа из лифтовой трубы газовой скважины, автоматический регулятор расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины), регулирующий штуцер, установленный на линии выхода газа из лифтовой трубы газовой скважины, при этом к первому входу автоматического регулятора дебита скважины подключен датчик расхода газа, а выход автоматического регулятора дебита скважины подключен к регулирующему штуцеру, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит датчик акустического давления (работающий в ультразвуковом диапазоне частот), установленный на забое скважины, автоматический регулятор акустического давления, задатчик акустического давления, при этом к первому входу автоматического регулятора акустического давления подключен датчик акустического давления, ко второму входу - задатчик акустического давления, а выход автоматического регулятора акустического давления подключен ко второму (задающему) входу автоматического регулятора дебита скважины.