RU2291295C1 - System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well - Google Patents
System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291295C1 RU2291295C1 RU2005120931/03A RU2005120931A RU2291295C1 RU 2291295 C1 RU2291295 C1 RU 2291295C1 RU 2005120931/03 A RU2005120931/03 A RU 2005120931/03A RU 2005120931 A RU2005120931 A RU 2005120931A RU 2291295 C1 RU2291295 C1 RU 2291295C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- automatic
- acoustic pressure
- controller
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике автоматического управления и регулирования технологическими процессами и может быть использовано в газовой промышленности при добыче и подземном хранении газа.The invention relates to techniques for automatic control and regulation of technological processes and can be used in the gas industry for gas production and underground storage.
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.In accordance with the concept adopted in the gas industry of Russia (A.I. Gritsenko, Z. S. Aliev, O. M. Ermilov, V. V. Remizov, G. A. Zotov. Guide to the study of wells. - M .: Nauka, 1995), the main task in the sub-sector of gas production is to ensure reliable gas production (without complications and accidents) and to develop a field with a high coefficient of gas and condensate recovery (A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, O.M .Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov, Guide to Well Research. - M.: Nauka, 1995. - p.7). The solution to this problem begins with the implementation of a field development project. The traditional approach to designing the development of a natural gas field and its subsequent exploitation, which has been used in practice for a long period of time, proclaimed the possibility of almost complete gas recovery of the formation, on the one hand, and obtaining the maximum possible production rate for each well, on the other hand, i.e. in fact, he proclaimed forced development of the field (but in practice this has been universally carried out and is still being carried out). The consequences of this approach were not very comforting. A retrospective analysis of a wealth of factual material on the development and operation of gas fields, conducted by Yu.P. Korotaev and others (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience of developing natural gas fields. - M.: Publishing House. Nedra, 1999) showed that the actual indicators of field development and operation compared with those in design decisions based on the traditional approach do not quite coincide. The source cites the results of an analysis of the development of more than 80 practically developed of domestic and foreign natural gas fields and analysis of working conditions for 2575 production wells (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience of developing natural gas fields. - M.: Publishing House Nedra, 1999, p. 30]. It was found that the average gas recovery is approximately 70% (for 444 fully depleted deposits in Russia). For example, the final gas recovery of a group of Kuban fields is 56-60%, and the gas recovery of Korobkovsky field is only 40% (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience in developing natural gas fields. M .: Nedra Publishing House OJSC, 1999, p.30). For almost all natural gas fields, the reliability of gas production without complications and accidents proved to be extremely significant. Complications are mainly associated with the destruction of the bottom-hole zone and watering of wells. book (R.I. Vyakhirev, A.I. Gritsenko, R. M. Ter-Sarkisov. Development and operation of gas fields. - M .: Nedra-Biznescentr LLC, 2002), for example, as a result of an analysis of the operation of the Urengoy field states that (quote): "In recent years, in many wells about destruction of the bottomhole zone of wells occurs during working depressions per formation of 0.1-0.2 MPa. The negative impact of sand on the operation of the wells is manifested due to the accumulation of sand in the interval of perforation at the bottom of the wells, in technological pipelines and apparatuses, abrasive destruction of downhole equipment, shutoff valves at the wellhead and gas collection and treatment facilities, and in the creation of emergency situations. Over 12 months of 1995, for example, during the annual revisions of gas dehydration apparatus and E-310 separators, a total of more than 118 tons of sand was recovered from them. "A similar picture is observed in the Cenomanian deposits of the Medvezhye and Yamburgskoye deposits (R.I. Vyakhirev , A.I. Gritsenko, R.M. Ter-Sarkisov, Development and operation of gas fields, Moscow: Nedra-Biznescentr LLC, 2002. Sand plugs formed at the bottom of the well lead to a decrease in the flow rate of the wells and can completely stop gas supply to the surface. Similar after water flooding caused by inadequate (overestimated) establishment of the flow rate of wells leads to a decrease in the flow rate of wells leads to a decrease in their flow rate and the coefficient of gas recovery.
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.Thus, the establishment and maintenance of inadequate (overestimated) production rates of wells leads to a decrease in the reliability of gas production (due to the above complications) and a decrease in the final gas recovery of the formation.
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.Known (B.F. Taranenko, V.T.German. Automatic control of gas production facilities. - M .: Nedra, 1976, p.45) a system for automatically controlling the flow rate of a well. It is the closest in technical essence and the achieved result to the claimed technical solution and adopted as a prototype.
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.The system for automatically controlling the flow rate of a gas well is constructed according to the cascade principle. It contains two control loops: internal and external. The internal control loop (slave) is actually a system of automatic control (CAP) of gas flow (CAP flow rate of the well). The external control loop (master) is a system for automatically regulating the gas pressure in the collector of an assembly point to which gas is supplied from wells. The internal control loop (CAP flow rate) contains a gas flow sensor (flow rate sensor), an automatic gas flow controller (automatic flow rate controller) and a control fitting. The gas flow sensor and the control fitting are installed on the gas outlet line from the well. The output of the gas flow sensor is connected to the first input of the automatic gas flow controller, and the output of the gas flow controller (automatic well flow rate controller) is connected to the control fitting. The external control loop (CAP gas pressure in the collector) contains a gas pressure sensor, an automatic pressure regulator, a manual gas pressure adjuster, n (by the number of CAP well flow rate) blocks of signal multiplication by a constant coefficient, n blocks of signal restriction. The gas pressure sensor is connected by an input to the collector of the assembly point, and by an output - to the first input of the gas pressure regulator, to the second (master) input of which a manual gas pressure regulator is connected. The output of the gas pressure regulator is connected to the inputs of n blocks of multiplying the signal by a constant coefficient, the output of each of which is connected to the input of its own signal limiting block, and the output of the latter is connected to the second (master) input of its own automatic well flow controller.
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.The known system for automatically controlling the flow rate of gas wells is as follows. If the gas pressure in the collector of the collection point deviates from the set value set by the manual adjuster, the PI automatic pressure regulator changes (through the signal multiplier by a constant coefficient and signal restriction blocks) the task simultaneously to all the flow rate controllers of the wells. The flow rate controllers, comparing the current gas flow rate (current flow rate) with a given value, act in the right direction on "their" actuators (control fittings) until the current flow rate of the well (gas flow rate) becomes equal to the set value. Using the blocks of multiplying the signal by a constant coefficient, the required ratio between the flow rates of various wells is adjusted, and using the blocks of signal restriction, restrictions (for max and min) are imposed on the flow rate of each well. The required ratio and restrictions on the flow rate of each well are adjusted by the geological service of the gas producing enterprise based on the results of periodically conducted well surveys (A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, O. Yermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov, Guide to Well Research, Moscow: Nauka, 1995), previous operating experience and a field development project containing guidance on acceptable well flow rates. However, these settings remain largely inadequate, subjective. The automatic PI pressure regulator changes the tasks to the flow controllers (which, in turn, change the flow rates of gas wells) until the gas pressure in the reservoir becomes equal to the set value. In this case, part or all of the wells can reach the maximum production rate, the adjustment of which was carried out with a certain degree of subjectivity. This leads to a decrease in the reliability of gas production and a decrease in the coefficient of gas recovery.
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.The main disadvantage of the known system for automatically controlling the flow rate of a gas well is that it, by implementing inadequate settings for the maximum allowable flow rate of a well, reduces the reliability of gas production and the coefficient of gas recovery.
Задача, на решение которой направлено изобретение, состоит в том, чтобы создать техническое решение, обеспечивающее повышение надежности добычи газа и коэффициента газоотдачи пласта.The problem to which the invention is directed, is to create a technical solution that provides increased reliability of gas production and gas recovery coefficient of the reservoir.
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.To achieve the above technical result, a known system for automatically controlling a gas well flow rate, comprising in the internal control loop (in the well flow rate CAP) a gas flow sensor (well flow rate sensor) mounted on a gas outlet line from the well; an automatic gas flow controller (automatic flow rate controller) and a control fitting mounted on the gas outlet line from the well, while a gas flow sensor is connected to the first input of the flow rate controller, and the output of the flow rate controller is connected to the control pipe, additionally contains (in the external control loop) acoustic pressure sensor installed on the bottom of the well; automatic acoustic pressure regulator and acoustic pressure adjuster; at the same time, an acoustic pressure sensor is connected to the first input of the automatic acoustic pressure regulator, an acoustic pressure regulator is connected to the second, and the output of the automatic acoustic pressure regulator is connected to the second (master) input of the well flow rate regulator.
Система автоматического регулирования энергосберегающего технологического режима эксплуатации газовой скважины показана на чертеже.A system for automatically controlling the energy-saving technological mode of operation of a gas well is shown in the drawing.
Она содержит:It contains:
- датчик 1 расхода газа (датчик дебита скважины), установленный на линии выхода газа 2 из лифтовой трубы 3 газовой скважины 4;- gas flow sensor 1 (well flow rate sensor) installed on the gas outlet line 2 from the elevator pipe 3 of the gas well 4;
- автоматический регулятор 5 расхода газа (автоматический регулятор дебита скважины);- automatic gas flow regulator 5 (automatic well flow rate regulator);
- 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;- a control nozzle 6 installed on the gas outlet line from the elevator pipe of the gas well, while a gas flow sensor is connected to the first input of the automatic flow rate controller of the well, and the output of the automatic flow rate controller of the well is connected to the control pipe;
- датчик 7 акустического давления (работающий в ультразвуковом диапазоне частот), установленный на забое 8 скважины, вскрывшей газоносный пласт 9;- acoustic pressure sensor 7 (operating in the ultrasonic frequency range) mounted on the bottom 8 of the well that opened the gas-bearing formation 9;
- автоматический регулятор 10 акустического давления;- automatic controller 10 of acoustic pressure;
- 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.- setpoint 11 acoustic pressure; at the same time, an acoustic pressure sensor is connected to the first input of the automatic acoustic pressure regulator, an acoustic pressure regulator is connected to the second, and the output of the automatic acoustic pressure regulator is connected to the second (master) input of the well flow rate regulator.
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.The system of automatic regulation of energy-saving technological mode of operation of a gas well works as follows. Gas from the formation 9 enters the bottom 8 of the well 4 and then moves through the elevator pipe 3 under the influence of the reservoir pressure to the wellhead 4 and through the control fitting 6 to the gas outlet line 2 from the well (to the gas well loop). The acoustic pressure sensor 7 installed at the bottom of the 8th well measures the noise level (acoustic pressure) in the bottom-hole zone of the formation 9. The noise level in the ultrasonic frequency range is unambiguous (RI Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, NI Kabanov. Theory and gas production experience. - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1998) characterizes the regime (law) of gas movement (filtration) in a porous formation medium (linear Darcy motion or non-linear quadratic motion law). Acoustic pressure sensor 7 transmits a signal proportional to the noise level at the first input automatic acoustic pressure regulator 10. The latter compares the current value of the noise level with a predetermined value set using the acoustic pressure adjuster 11 and, depending on the sign and magnitude of the difference of these signals (noise level control errors), changes the value of the output signal according to the PI law, the automatic flow rate controller 5 compares the current flow rate (measured by sensor 1) with a given flow rate and according to the PI law tvuet to the control connector 6 as long as the current production rate becomes equal to a predetermined value. The task for the automatic well flow rate regulator is generated by the automatic acoustic pressure (noise level) regulator 10 until the current noise level in the bottom-hole zone of the formation 9 is equal to a predetermined noise level characteristic of the energy-saving well flow rate (typical of the boundary transition from linear (energy-saving) filtration law (Darcy's law) of gas in a porous medium to a nonlinear filtration law). The cascade scheme for constructing an automatic control system improves the quality of noise level control at the bottom of the well (compared to a possible single-loop noise level control system) due to the fact that when the well’s flow rate changes, caused, for example, by a change in gas pressure in the loop, the gas flow will be faster compensated automatic gas flow regulator (internal control loop) by moving the control fitting, and the disturbance will not fully reach the bottom of the well, where tchik basic controlled variable - acoustic pressure.
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 Qкр. Исходя из этого им предложен новый предельный энергосберегающий технологический режим эксплуатации скважин (ТРЭС), согласно которому дебит скважины должен быть Q=Qкр=const. Этот режим обеспечивает надежную эксплуатацию скважин (без осложнений и аварий) и повышение газо- и конденсатоотдачи в течение основного срока разработки залежи. Режим Q=Qкр=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 Qкр - 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>Qкр потери давления пропорциональны дебиту во второй степени. Таким образом, поддержание технологического режима эксплуатации скважины на уровне Q=Qкр=const обеспечивает экономию пластовой энергии, позволяет осуществлять эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны пласта (так как разрушения обусловлены упругими акустическими колебаниями, возникающими при Q>Qкр) 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>Qкр 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=Qкр=const обеспечивает надежную эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны. При превышении критической скорости фильтрации (Q>Qкр), 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).For a long time, the two-term (nonlinear) inflow law was adopted as the dominant law of gas inflow from the formation into the well. Based on it, theoretically there were no restrictions on the flow rate in the absence of an explicit removal of the rock and produced water from the bottom of the wells. As a result, it essentially ceased to be a vital necessity to conduct regular well surveys (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience in developing natural gas fields. - M.: Nedra Publishing House, 1999, p. 217) In practice, as a rule, this led to the operation of wells with overloading and removal of a certain amount of sand accumulating at the bottom of wells and separators, and practical production limits were introduced only with intensive removal of sand and disturbances (erosion wear) to the surface The contradictions between theory and practice led to the development of a new, radically different from the previous, concept for the development and exploitation of natural gas fields, which, while providing normative profit, puts at the forefront the problem of ensuring the reliability of gas production and increasing gas and condensate recovery (R. I.Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, N.I. Kabanov. Theory and experience of gas production. - M.: Nedra Publishing House OJSC, 1998 and R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience in developing natural gas fields. - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1999). In 1986, Prof. Yu.P. Korotaev theoretically substantiated and experimentally confirmed (by conducting precise acoustic-hydrodynamic studies of porous media and special hydrodynamic studies of wells at the Urengoy and other fields ) the existence of two gas filtering modes linearly Darcy and nonlinear (quadratic) law with the transition point between the corresponding critical production rate Q cr Accordingly it is provided a power saving the new limit. ologichesky well operation mode (TRES) whereby the rate of flow must be Q = Q cr = const. This mode ensures reliable operation wells (without complications and accidents) and increased gas and condensate during the main period of development of the deposit. Mode Q = Q cr = const provides the maximum production rate with minimal formation energy loss and corresponds to the upper boundary of the Darcy law (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience in the development of natural gas fields. - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1999, p.226). The critical flow rate Q cr is the maximum flow rate at which filtering is performed according to the linear law, i.e. corresponds to the maximum energy-saving flow rate when pressure losses are proportional to the flow rate in first degree of flow rates Q. When Q> Q cr pressure loss is proportional to flow rates in the second degree. Thus, maintaining the technological operating conditions of the well at the level of Q = Q cr = const reservoir saves energy wells allows operation without destruction n izaboynoy formation zone (since destruction due to elastic acoustic vibrations arising when Q> Q cr) and prevents largely selective promotion of formation waters due to the lack of elastic acoustic vibrations downhole wells (R.I.Vyahirev, Yu.P.Korotaev Theory and experience in the development of natural gas fields. - M.: Nedra Publishing House OJSC, 1999, p.226). Research has established (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev. Theory and experience of developing natural gas fields. - M .: OAO Nedra Publishing House, 1999) that critical rock oscillations occur at Q> Q cr , generating acoustic acoustic noise in the ultrasonic frequency range. These oscillations, according to the authors of the aforementioned work, exacerbate the destruction of the bottomhole zone. Essentially, part of the energy that is associated with the violation of Darcy's law is spent on the destruction of the bottomhole zone. Therefore, the recommended TRES Q = Q cr = const provides reliable operation of the wells without destroying the bottom-hole zone. If the critical filtration rate (Q> Q cr ) is exceeded, accompanied by a violation of the linear Darcy law, acoustic noise occurs in the bottom-hole zone. It was established (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, N.I. .Kabanov. Theory and experience of gas production. - M.: Nedra Publishing House, 1998, p.280], that the acoustic noise power when gas flows out of a porous medium belongs to the ultrasonic frequency spectrum, and gas outflow from perforation channels to the sound frequency range. As a result of many studies, the authors of the work (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, N.I. Kabanov. Theory and experience of gas production. - M.: Nedra Publishing House, 1998, p. 284) concluded that the occurrence of noise during gas filtration is due to a violation of the linear Darcy law, it is established that after reaching a critical filtration rate (critical flow rate) (immediately after a certain zone of unformed turbulence), a deviation from the linear filtration law is observed, which is accompanied by a sharp increase in the aerodynamic drag mind (and, accordingly, acoustic pressure). The formation of noise is explained (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, N.I. Kabanov. Theory and experience of gas production. - M.: Publishing House "Nedra", 1998 ) mechanical heterogeneities of the formation and changes in velocities and directions of gas movement in the pores of the formation. "Today it is an indisputable fact that, by measuring the acoustic characteristics of noise during gas filtration, it is possible to clearly record the transition from linear to nonlinear filtration." (R.I. Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, N.I. Kabanov. Theory and experience of gas production. - M.: OAO Nedra Publishing House, 1998, p. 284). Yu.P. Korotaev, S .P. Sibirev et al. Created a deep acoustic device with two separate acoustic sensors for measuring acoustic pressure in the sound and ultrasonic frequency ranges (RI Vyakhirev, Yu.P. Korotaev, NI Kabanov. Theory and experience of gas production . - M .: Nedra Publishing House OJSC, 1998, p. 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.The proposed automatic control system, maintaining the noise level (acoustic pressure in the ultrasonic frequency range) at the bottom of the well equal to the noise level characteristic of the transition from the linear filtration law to the nonlinear filtration law, ensures the energy-saving production rate of the well and thereby increases gas production reliability and gas recovery coefficient layer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005120931/03A RU2291295C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005120931/03A RU2291295C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2291295C1 true RU2291295C1 (en) | 2007-01-10 |
Family
ID=37761274
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005120931/03A RU2291295C1 (en) | 2005-07-04 | 2005-07-04 | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291295C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2597390C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development |
-
2005
- 2005-07-04 RU RU2005120931/03A patent/RU2291295C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТАРАНЕНКО Б.Ф. и др. Автоматическое управление горнопромысловыми объектами. - М.: Недра, 1976, с.45. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2597390C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2386016C2 (en) | Flow regulation of multiphase fluid medium, supplied from well | |
| RU2456437C2 (en) | Well flow control method and device | |
| US7239967B2 (en) | Method, computer program product and use of a computer program for stabilizing a multiphase flow | |
| CN103140649A (en) | Method for treating a productive formation and borehole equipment for the implementation of same | |
| RU2661502C1 (en) | Method of optimization of the periodicity of gasdynamic well research on oil and gas condensate fields of the extreme north | |
| US4226284A (en) | Gas well dewatering method and system | |
| CN105201487A (en) | Method and device for monitoring hydrate blockage of shaft in production period of deepwater gas field | |
| WO2015017224A1 (en) | Systems and methods for production of gas wells | |
| Eikrem et al. | Stabilization of gas lifted wells | |
| CN104791604B (en) | A kind of method that dynamic control separator pressure suppresses serious slug flow | |
| RU2291295C1 (en) | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well | |
| CN110344786A (en) | A kind of whale well stimulation effect evaluation method based on mouth stream rule | |
| RU2336413C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2455469C2 (en) | Method of automatic adjustment of gas well operation mode | |
| CN107355200B (en) | Method for improving water drive well selection by nano-micron particle dispersion system | |
| CN107035328A (en) | A kind of method of controlled pressure drilling throttling back pressure control | |
| Abdalsadig et al. | Gas lift optimization to improve well performance | |
| RU2240422C2 (en) | Method for optimizing process of oil extraction from bed | |
| RU2328593C1 (en) | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector | |
| Zheng et al. | Analysis on fishing failure mechanism of downhole choke in tight gas well | |
| GB2585367A (en) | Optimisation of water injection for liquid hydrocarbon production | |
| RU2305769C1 (en) | Automatic flow control system for well uncovering reservoir with bottom water | |
| Plucenio et al. | A control strategy for an oil well operating via gas lift | |
| Zhou | Analysis on the feasibility of applying inflow performance regulating device to low permeability horizontal wells | |
| CN116401967A (en) | Numerical simulation-based fluid control valve accurate opening calculation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130705 |