Регулирующее устройство дебита газовой скважины руд 02
Обновлено: 07.07.2024
ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО НГКМ, ОБОРУДОВАННЫХ КОНЦЕНТРИЧЕСКИМИ ЛИФТОВЫМИ КОЛОННАМИ, В УСЛОВИЯХ. - презентация
Презентация на тему: " ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО НГКМ, ОБОРУДОВАННЫХ КОНЦЕНТРИЧЕСКИМИ ЛИФТОВЫМИ КОЛОННАМИ, В УСЛОВИЯХ." — Транскрипт:
1 ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО НГКМ, ОБОРУДОВАННЫХ КОНЦЕНТРИЧЕСКИМИ ЛИФТОВЫМИ КОЛОННАМИ, В УСЛОВИЯХ ОТСУТСТВИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Тарасов А.А.
2 2 Контроль и автоматизация технологического процесса добычи газа в реальном времени, возможность управления из централизованного пульта оператора – была и есть трудноразрешимая задача в условиях Крайнего Севера. Оригинальные конструктивные и технические решения НПФ «Вымпел», с использованием электронных комплектующих ведущих мировых производителей, дают возможность решения поставленной задачи как на электрифицированных, так и на неэлектрифицированных объектах.
3 С целью достижения надежной эксплуатации газовых скважин за счет непрерывного или периодического выноса жидкости из забоя, повышения производительности, срока устойчивой эксплуатации, протоколом рабочего совещания в Департаменте по добыче газа, газового конденсата и нефти ОАО «Газпром» утверждено техническое задание на разработку рабочей документации по привязке на газовых скважинах куста 719 сеноманской залежи Ямбургского НГКМ систем контроля и управления работы скважин.
4 3 Одними из главных целей проектных решений по привязке «Технологического энергонезависимого комплекса контроля и управления режимами работы газовых скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами» являются: вынос жидкости (техническая, конденсационная и пластовая вода) из скважины, оптимизация работы неэлектрифицированных газовых скважин, автоматизация технологического процесса и обеспечение экологической безопасности производства.
5 4 Фрагмент технологической схемы и схема автоматизации обвязки кустов газовых скважин
6 Процесс обводнения скважин является одной из наиболее серьезных проблем, влияющих на продуктивные возможности скважины. Низкие рабочие дебиты газа и относительно большие диаметры лифтовых колонн не всегда обеспечивают необходимые условия для выноса жидкости из ствола скважин. Скопление воды на забое и в лифтовой колонне скважин вызывает дополнительные потери давления при движении газа, намокание и разрушение породы продуктивного пласта, способствует поступлению песка на забой скважины. Накопление воды также приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению дебита и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин. Песок, накапливающийся на забое скважины, оказывает дополнительное сопротивление притоку газа из продуктивного пласта, а также способствует абразивному износу скважинного оборудования.
7 5 Применение концентрического лифта для удаления жидкости из скважин позволит практически полностью отказаться от технологических продувок скважин в атмосферу, решить проблему обводнения скважин во время сезонной неравномерности отборов и увеличить годовые отборы газа из месторождения. 1 - Регулируемое дроссельное устройство; 2 – расходомерное устройство; 3 – регулирующий клапан; 4 – ТК РС КЛК производства НПФ «Вымпел»; 5 – основная лифтовая колонна; 6 – центральная лифтовая колонна
8 Состав ТК РС КЛК. Комплект кустовой телемеханики, в составе: модуль электроники, барьеры искрозащитные, контроллер, радиостанция; энергомодуль, содержащий контроллер и блок аккумуляторных батарей; комплект антенно-фидерных устройств для связи с пультом управления телемеханики с грозоразрядником и др; Комплект автономных источников энергии, в составе: солнечные модули; ветрогенератор; Термоэлектрогенераторы и др; Строительно-монтажный комплект, в составе: монтажная мачта; монтажный модуль (2шт) и др. Средства защиты от воздействия окружающей среды; Комплект контрольно-измерительных и исполнительных устройств модуля технических средств скважинного оборудования, в составе: расходомеры газа ДФР-01 и / или расходомер газа «ГиперФлоу»; регулирующие устройства дебита газовой скважины РУД-02 (РУД-1); система подачи ингибитора СПИ-02 (СПИ-1); контроллер управления
9 В основу работы двухфазного расходомерного устройства ДФР-01 положен принцип измерения расхода методом переменного перепада давления
10 Модуль технических средств скважинного оборудования (для технологии с концентрическими лифтами)
11 6 автоматического сбора, обработки и представления информации о текущих режимах работы скважин оперативному персоналу; автоматического обнаружения нештатных и аварийных ситуаций на скважинах; реализации алгоритмов удаления жидкости из скважин; оптимизация режимов работы как, непосредственно, каждой скважины, так и куста газовых скважин путем автоматического регулирования дебита; предотвращение гидратообразования путем эффективного автоматического управления подачей ингибитора в шлейф скважины; применение высоконадежных технических средств ТК РС КЛК, конструктивно объединенных в модули полной заводской готовности, поставляемых в собранном виде; развитой системы диагностики состояния и режимов работы технических средств комплекта; развитого программно-технического комплекса; полной автономности ТК РС КЛК при эксплуатации; возможности дистанционного вмешательства в процесс автоматизации оператора УКПГ. Поставленные цели должны достигаться за счет:
12 Программно-технический комплекс позволяет: сигнализировать состояние технологического оборудования; дистанционно изменять параметры, константы и служебную информацию; сигнализировать отклонения измеряемых и расчетных технологических параметров за пределы уставок; выполнять ручное регулирование исполнительными механизмами (РУД-02 и СПИ-02) с рабочего места оператора; передавать расчетные среднечасовые и среднесуточные значения расхода и др.
13 7 В условиях Крайнего Севера, когда кусты газовых скважин неэлектрифицированы, технологический комплекс использует тепловую энергию газа, энергию ветра и солнца. Комплект автономных источников электроэнергии обеспечивает длительность непрерывной работы в режиме с периодом передачи данных не менее 15 мин – не менее 10 лет, а в аварийной ситуации, при питании от внутренних источников энергии (АКБ модуля) и полноценным функционированием – 72 часа. При потери связи кустового комплекта телемеханики с пультом управления, осуществляется автоматическое регулирование дебита скважин, управление режимами выноса жидкости и подачи ингибитора в соответствии с ранее заданными уставками.
14 ФРАГМЕНТЫ РАЗМЕЩЕНИЯ КОМПЛЕКТА КУСТОВОЙ ТЕЛЕМЕХАНИКИ Особенности установки. Антенну необходимо устанавливать учитывая уровень грунта, расстояние до диспетчерского пункта или до ретранслятора, а также рельеф местности (обеспечение прямой видимости). Солнечные модули необходимо ориентировать на ЮГ. Вылет монтажных модулей над уровнем грунта необходимо выполнить достаточным, чтобы их не заливало водой. Рядом с монтажными модулями необходим свободный технологический подъезд.
15 Примеры промышленного внедрения информационно- управляющей системы (ИУС) добычи газа без технологии концентрических лифтовых колонн. В 2005 – 2006 гг. введены в эксплуатацию системы на 31 кусте газовых скважин ИУС «Ямбург-ГиперФлоу-ТМ» на Анерьяхинской площади Ямбургского ГКМ. В гг. внедрена система «Ямбург-ГиперФлоу- ТМ(Р)» на кустах газовых скважин УКПГ-9, УППГ-10 Харвутинской площади Ямбургского ГКМ – 2009 гг. внедрение системы на ЭУ-10, ЭУ-9, УКПГ-1, 6 Ямбургского ГКМ
Программный комплекс для расчета режима эксплуатации газодобывающей скважины
Как известно, на заключительной стадии разработки газовых и нефтегазоконденсатных месторождений может возникнуть ряд осложнений, ухудшающих условия эксплуатации и снижающих их добычные возможности. Одним из таких видов осложнений может явиться процесс накопления на забое и в стволе скважины жидкости, которая не выносится на поверхность из-за недостаточных скоростей потока восходящего газа [1].
В настоящее время на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ), находящимся на территории Ямало-Ненецкого автономного округа России, число газовых скважин сеноманской залежи, работающих с накоплением жидкости на забое, составляет 37 % от всего действующего фонда.
Стоит отметить, что традиционно скопление жидкости на забое скважин ликвидируется путем проведения подземного ремонта, а, следовательно, скважина глушится, что влечет за собой такую промысловую проблему, как выход на прежний режим эксплуатации с сохранением уровня дебита пластовой продукции. Однако, этого не всегда удается достичь, что позволяет судить об эффективности выполненных работ по ремонту скважины.
Как видно, месторождения Надым-Пур-Тазовского региона характеризуются как одни из наиболее осложненных на территории России скоплением жидкости на забое, снижающей добычные показатели.
На газовых месторождениях России и зарубежом для поддержания устойчивой работы скважин, в стволе которых скапливается жидкость, используются следующие геолого-технологические мероприятия:
производят технологические продувки скважин через факельную линию для периодического удаления скопившейся воды;
используют жидкие и твердые вспенивающие поверхностно-активные вещества (ПАВ), периодически доставляя их на забой скважин;
проводят замену труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для увеличения скорости потока газа.
В последние годы активно испытываются в России и другие технологии, применяемые в мировой практике для повышения эффективности эксплуатации обводняющихся скважин: закачка дополнительного газа в затрубье (газлифт), плунжерный лифт и др.
Технологические продувки – наиболее широко используются для удаления жидкости из скважин сеноманских залежей, сопровождаются большими потерями газа в атмосферу. При этом депрессии во время продувок значительно возрастают и зачастую приводят к разрушению призабойной зоны, выносу песка и абразивному износу оборудования.
Вспенивающие ПАВ позволяют существенно уменьшить потери газа на технологические продувки скважин, а в некоторых ситуациях исключить их полностью. Однако, технологические продувки со вспенивающими ПАВ или без них не обеспечивают полного удаления воды из скважины.
Увеличение скорости газа в скважинах сеноманских залежей за счет замены труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра, проводят для создания условий выноса воды из лифтовых колонн. После замены труб скважины работают в стабильном режиме, жидкость в насосно-компрессорных трубах (НКТ) не скапливается, но уже через 8…15 месяцев после замены труб лифтовой колонны, условия для удаления воды снова ухудшатся до первоначальных. Замена НКТ сопровождается уменьшением рабочего дебита скважин на 20…50 %.
При устойчивом снижении дебита ниже критического значения, при котором жидкость не выносится из скважины, что ведет к ее самозадавливанию, а также в тех скважинах месторождений ПАО «Газпром», где активны процессы пескопроявления по внутреннему разработанному регламенту проводится реконструкция горных выработок и перевод их на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК). Кроме того, применение технологии КЛК позволяет отказаться от технологических продувок скважин в атмосферу.
Стоит отметить, что с 2000 года технологию эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам начали использовать на скважинах месторождений США и Канады, но эксплуатация скважин сеноманских залежей осложняется из-за разрушения призабойной зоны продуктивного пласта, выноса песка из скважин и как следствия абразивного износа оборудования. С учетом повышенного пескопроявления невозможен сценарий с периодическим отключением потока газа из межтрубного кольцевого пространства, поэтому для ряда зарубежных месторождений со схожими характеристиками рассматриваемая методология является актуальной. Различные проблемы движения газожидкостных потоков в скважине ранее рассматривались в публикациях [3÷10] известными специалистами газовой отрасли.
В тоже время для обводняющихся скважин сеноманских залежей, в период заключительной стадии разработки, наиболее перспективным сценарием оптимизации является эксплуатация скважин по КЛК с автоматическим поддержанием в центральной лифтовой колонне (ЦЛК) дебита газа, превышающего на 10÷20 % минимальное значение, необходимое для удаления жидкости по ЦЛК.
Таким образом, целью настоящей работы является рассмотрение условий применения передовой технологии эксплуатации добывающих скважин по концентрическим лифтовым колоннам при скоплении жидкости на забое, а также расчетного алгоритма для вычисления величин критического и рекомендуемого дебитов для работы скважин без осложнений.
Материалы и методы
Технология эксплуатации скважин по КЛК по двухрядному лифту или двухканальной схеме – процесс, используемый для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным двумя колоннами труб – ЦЛК и основной лифтовой (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. ОЛК составляется из насосно-компрессорных труб (НКТ) или обсадных труб различного типоразмера, в то время как ЦЛК является лифтовым подъемником меньшего диаметра, концентрично расположенным в ОЛК. После подъема газа к устью скважины потоки газа соединяются и поступают в газосборный коллектор [2].
Методология работы включает последовательное выполнение таких этапов, как выбор конструкции концентрической колонны при выполнении ряда ключевых условий, наличие осложнений при добыче газа или газового конденсата в скважине-кандидате, расчет главных параметров (критического и рекомендуемого дебитов) в программном комплексе.
Для отработки технологии КЛК на скважинах сеноманской залежи УНГКМ была выбрана конструкция колонны. С целью минимизации вероятности осложнений при спуске армированной полимерной трубы для промысловых испытаний в ООО «Газпром добыча Уренгой» была отобрана выборка скважин с НКТ большого диаметра. Для подъёма на поверхность газа скважины оборудованы лифтовыми колоннами НКТ, составленными из гибких грузонесущих полимерных труб условным наружным диаметром от 73 до 168 мм.
Далее требовалось выполнение следующих условий:
отсутствие в плане на проведение капитального ремонта на ближайшую перспективу;
наличие конденсационной или конденсационной и техногенной воды;
скважина оборудована системой контроля и телеметрией устьевых параметров;
работа скважины осложнена остановками с продувкой на факел не реже одного раза в 10-15 дней;
расчетная скорость газожидкостного потока у башмака НКТ не более 4 м/с.
Вышеперечисленным факторам с учетом незначительной удаленности от промысла в качестве объекта для промысловых испытаний удовлетворяет скважина № 514. В эксплуатационном фонде пятого газового промысла скважина с 1981 года, расположена и находится в составе куста № 51 установки.
На рис. 1 показана схема вскрытия этого куста четырьмя газовыми скважинами, параметры эксплуатации приведены в табл. 1.
РИС. 1. Схема вскрытия куста № 51 УКПГ-5
ТАБЛИЦА 1. Параметры эксплуатации и геолого-промысловые данные скважин куста № 51 УКПГ-5
Читайте также: