RU2474685C2 - Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера - Google Patents

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера Download PDF

Info

Publication number
RU2474685C2
RU2474685C2 RU2011117665/03A RU2011117665A RU2474685C2 RU 2474685 C2 RU2474685 C2 RU 2474685C2 RU 2011117665/03 A RU2011117665/03 A RU 2011117665/03A RU 2011117665 A RU2011117665 A RU 2011117665A RU 2474685 C2 RU2474685 C2 RU 2474685C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
well
loop
actual
sand
Prior art date
Application number
RU2011117665/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011117665A (ru
Inventor
Олег Петрович Андреев
Баязетдин Саяхетдинович Ахметшин
Сергей Владимирович Мазанов
Анатолий Кузьмич Арабский
Александр Александрович Дьяконов
Сергей Иванович Гункин
Этибар Гурбанали оглы Талыбов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority to RU2011117665/03A priority Critical patent/RU2474685C2/ru
Publication of RU2011117665A publication Critical patent/RU2011117665A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2474685C2 publication Critical patent/RU2474685C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Control Of Fluid Pressure (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

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.

Description

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 рраск.к, в конце шлейфа-газопровода. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа рф.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 ррас.к и фактического рф.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.):
Figure 00000001
где рф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м3/сутки;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;
Δ - относительная плотность газа;
Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;
zp - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина газопровода, в км;
Figure 00000002
- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.
При этом значения Тср определяют из соотношения:
Figure 00000003
где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;
tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.
На фигуре показана динамика изменения расчетного рраск.к и фактического рф.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 рраск.к и фактического рф.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 рф.н, рф.к, tф.н, tф.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 ррас.к в реальном масштабе времени из соотношения:
Figure 00000001
где рф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м3/сутки;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;
Δ - относительная плотность газа;
Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;
zp - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина шлейфа-газопровода, в км;
Figure 00000002
- внутренний диаметр шлейфа-газопровода, в мм.
При этом значения Тср определяют из соотношения:
Figure 00000004
где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;
tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.
Получаемые расчетные значения рраск.к строят в виде графика временной функции (см. фиг.). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного давления газа рф.к на конце шлейфа-газопровода. Если оба графики совпадают либо идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность давлений Δ=рраск.к-рф.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 рраск.к и рф.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.

Claims (1)

  1. 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 pрас.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 pф.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 pрас.к и фактического pф.н, при этом расчетное давление определяют из соотношения
    Figure 00000005

    где pф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа; Q - расход газа в нормальных условиях, млнм3/сутки; λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода; Δ - относительная плотность газа; Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К; zр - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; l - длина шлейфа-газопровода, км;
    Figure 00000002
    - внутренний диаметр шлейфа-газопровода, мм, при этом значение средней температуры газа в шлейфе-газопроводе Тср в реальном масштабе времени определяют из соотношения
    Figure 00000006

    где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода на устье скважины; tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода в этот же момент.
RU2011117665/03A 2011-05-05 2011-05-05 Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера RU2474685C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011117665/03A RU2474685C2 (ru) 2011-05-05 2011-05-05 Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011117665/03A RU2474685C2 (ru) 2011-05-05 2011-05-05 Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011117665A RU2011117665A (ru) 2012-11-10
RU2474685C2 true RU2474685C2 (ru) 2013-02-10

Family

ID=47321967

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011117665/03A RU2474685C2 (ru) 2011-05-05 2011-05-05 Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2474685C2 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2608141C1 (ru) * 2015-11-13 2017-01-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
RU2619602C1 (ru) * 2015-11-13 2017-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
RU2712665C1 (ru) * 2019-07-23 2020-01-30 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ автоматического управления процессом осушки газа на установках комплексной подготовки газа в условиях севера
RU2724756C1 (ru) * 2019-11-18 2020-06-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями осушки газа на установках комплексной подготовки газа, расположенных на севере рф

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2285909C2 (ru) * 2005-01-27 2006-10-20 Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" Способ контроля выноса песка из газовой скважины
MX2007001960A (es) * 2006-02-16 2008-11-18 Schlumberger Technology Bv Sistema y metodo para detectar perturbaciones de presion en una formacion mientras se realiza una operacion.
US20080282781A1 (en) * 2005-11-01 2008-11-20 Cormon Limited Monitoring Particles in a Fluid Stream
RU2338877C1 (ru) * 2007-04-12 2008-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2285909C2 (ru) * 2005-01-27 2006-10-20 Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" Способ контроля выноса песка из газовой скважины
US20080282781A1 (en) * 2005-11-01 2008-11-20 Cormon Limited Monitoring Particles in a Fluid Stream
MX2007001960A (es) * 2006-02-16 2008-11-18 Schlumberger Technology Bv Sistema y metodo para detectar perturbaciones de presion en una formacion mientras se realiza una operacion.
RU2338877C1 (ru) * 2007-04-12 2008-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.499-503. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2608141C1 (ru) * 2015-11-13 2017-01-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
RU2619602C1 (ru) * 2015-11-13 2017-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
RU2712665C1 (ru) * 2019-07-23 2020-01-30 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ автоматического управления процессом осушки газа на установках комплексной подготовки газа в условиях севера
RU2724756C1 (ru) * 2019-11-18 2020-06-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями осушки газа на установках комплексной подготовки газа, расположенных на севере рф

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011117665A (ru) 2012-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2474685C2 (ru) Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
RU2329371C1 (ru) Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений крайнего севера
US9334728B2 (en) Oil well production analyzing system
US10866165B2 (en) System for automatic sampling and detection of on-line gas by high-temperature and high-pressure simulator and detection method thereof
NO20141559A1 (no) Fremgangsmåte og apparat for online monitorering av tracere
CN103775832A (zh) 基于瞬变流反问题方法的输油管道漏失检测的装置
US20190049425A1 (en) Oil Well Gauging System and Method of Using the Same
CN107748149B (zh) 基于紫外荧光法的在线含油污水检测装置及检测方法
CN107796794B (zh) 基于紫外荧光法的在线含油污水检测方法
KR101274469B1 (ko) 압력코어 자동제어 감압 실험장비
CN104801096A (zh) 一种智能型前置过滤器在线监测与诊断装置及方法
RU2619602C1 (ru) Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
CN108345289A (zh) 一种基于替代数据法的工业过程平稳性检测方法
US10191027B2 (en) Methods of determining properties of oil
CN110503254A (zh) 一种基于马尔科夫链的非金属管道泄漏预警方法
CN107589101B (zh) 基于紫外荧光法的在线含油污水检测装置
CN110339938A (zh) 一种数字化煤炭分选***
WO2023033641A1 (en) System for monitoring solid particles in fluid flow
CN113218903B (zh) 一种基于微流控与人工智能的油液分析设备故障预测***
RU2604101C1 (ru) Способ контроля процесса обводнения газовых скважин
RU139629U1 (ru) Стенд для создания волнового воздействия на керновый материал коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений
CN103485825A (zh) 一种通过时间差进行煤矿井下温度预警的方法
RU2670293C1 (ru) Способ отбора пластовой жидкости без выпуска углеводородного газа в атмосферу
CN115906676A (zh) 磨蚀评价试验方法、***、电子设备及存储介质
RU2010149531A (ru) Способ и устройство для определения работоспособности и качества смазочных материалов