CC BY
39АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
УДК 681.51
О.Б. Арно, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ)
О.А. Николаев, к.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург»
А.К. Арабский, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург»
А.В. Меркулов, ООО «Газпром добыча Ямбург»
С.И. Гункин, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Г.Е. Вить, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Д.А. Шилов, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Э.Г. Талыбов, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», E.Talibov@gmail.com С.А. Кирсанов, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ)
В статье рассматриваются вопросы определения технического состояния газовых и газоконденсатных скважин, анализируются известные методы определения их состояния по данным эксплуатации и трудности использования в условиях Крайнего Севера. Предложен инновационный метод, позволяющий в реальном масштабе времени оперативно выявлять нарушения в работе скважины, диагностировать причину их появлений и своевременно принимать решения по устранению нештатных ситуаций.
Метод реализован на базе существующей системы телеметрии кустов газовых скважин, а также информационно-управляющей системы диспетчерского управления предприятия. За счет этого удалось значительно снизить как временные, так и материальные затраты на создание автоматизированной системы оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин по данным эксплуатации.
Одновременно проводятся газодинамические исследования скважин (измерение забойного давления) и с помощью системы телеметрии с заданной дискретностью измеряются дебит скважины, давление и температура газа на ее устье, расчетным путем определяется значение забойного давления. Затем сравниваются измеренные и расчетные значения забойного давления. Уточняют входящие в расчетную формулу коэффициенты, чтобы расчетное значение давления совпало с измеренным с приемлемой точностью. Система телеметрии передает эту информацию в информационно-управляющую систему диспетчерского управления предприятия в реальном времени. Работа скважин контролируется и диагностируется путем сравнения динамики давления. Автоматизированная система оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин реализована на базе действующей информационно-управляющей системы диспетчерского управления ООО «Газпром добыча Ямбург». Приведены мнемосхемы демонстрационной версии автоматизированной системы контроля и порядок работы с ее интерфейсом общения. Апробация системы начата на газовых скважинах Харвутинской площади Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ, Российская Федерация).
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОВАЯ СКВАЖИНА, ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ, СИСТЕМА ТЕЛЕМЕТРИИ, ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩАЯ СИСТЕМА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ, АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА.
Arno O.B., Gazprom dobycha Yamburg LLC (Novy Urengoy, Russian Federation)
Nikolaev O.A., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom dobycha Yamburg LLC
Arabskiy A.K., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom dobycha Yamburg LLC
Merkulov A.V., Gazprom dobycha Yamburg LLC
Gunkin S.I., Gazprom dobycha Yamburg LLC
Vit' G.E., Gazprom dobycha Yamburg LLC
Shilov D.A., Gazprom dobycha Yamburg LLC
Talybov E.G., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom dobycha Yamburg LLC, E.Talibov@gmail.com Kirsanov S.A., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russian Federation)
Automated system of the operating control of technical condition of the gas and gas condensate wells according to operation data
The article considers the issues of determining the technical state of gas and gas condensate wells, analyzes the known methods for determining their state according to operation data and the difficulty of using them in the Far North. An innovative method is proposed that allows rapid real-time detection of well operational disorder, diagnosing the cause of their occurrence and making timely decisions on eliminating the upset conditions.
The method is implemented on the basis of the existing system of telemetry of gas wells, as well as management information system of dispatching control of the enterprise. Due to this, it was possible to significantly reduce both the time and material costs for creating the automated system of operational control of technical state of the gas and gas condensate wells according to operational data.
At the same time, gas dynamic studies of the wells (measurement of the bottom hole pressure) are carried out and the well flow rate, pressure and temperature of the gas at well mouth are measured using the telemetry system with a given discreteness, also the bottom hole pressure value is calculated. Then, the measured and calculated values of the bottom hole pressure are compared. The coefficients included in the formula are been refined until the calculated value of the pressure will coincide with its measured value with an acceptable accuracy. The telemetry system transmits this information to the management information system of dispatching control of the enterprise in real time. Well work is controlled and diagnosed by comparing pressure dynamics.
The automated system of operational control of technical state of the gas and gas condensate wells is implemented on the basis of the current management information system of dispatching control of Gazprom dobycha Yamburg LLC. The mnemonic diagrams of the demo version of the automated control system and the procedure for working with its communication interface are given. Testing of the system was started on gas wells of the Kharvutinskaya area of the Yamburgskoe oil and gas condensate field (Yamal-Nenets Autonomous District, Russian Federation).
KEYWORDS: GAS WELL, WELL TECHNICAL CONDITION, TELEMETRY SYSTEM, GAS-HYDRODYNAMIC WELL SURVEYING, BOTTOM-HOLE PRESSURE, FORMATION PRESSURE, MANAGEMENT INFORMATION SYSTEM OF DISPATCHING CONTROL, AUTOMATED SYSTEM.
Техническое состояние работающей скважины определяется методами промысловой геофизики, в том числе наличие притока жидкости в ствол скважины уверенно фиксируется на термограмме по положительной аномалии дросселирования. Косвенным образом этот процесс определяется методом шумоиндикации. Установить характер жидкости позволяют методы определения плотности и состава заполнителя ствола (барометрия, влагометрия, термоанемометрия, гамма-гам-ма-плотностеметрия). Высокая стоимость исследований и отсутствие количественной оценки содержания воды в продукции скважины относятся к недостат-
кам известных геофизических методов исследований [1].
В работе [2] рассматривается метод контроля за процессом обводнения газовых скважин путем проведения газодинамических исследований скважин (ГДИС) методом установившихся отборов с применением малогабаритного устройства, состоящего из сепаратора, расходомера и емкости для сбора отсепарированных примесей. При реализации данного метода для определения природы отсепарированной жидкости требуется проводить химические анализы, которые возможны только в лабораторных условиях, что является серьезным недостатком этой методики. Кроме того, зна-
чения коэффициентов фильтрационного сопротивления, получаемые в результате обработки ГДИС методом установившихся отборов без анализа динамики этих коэффициентов во времени, неинформативны с точки зрения поступления в залежь пластовых и подошвенных вод. К тому же реализация метода возможна только в период положительных температур во избежание замерзания жидкости, что ограничивает его применение в условиях Крайнего Севера.
Метод контроля формирования песчано-жидкостной пробки на забое скважины путем шабло-нирования скважины с отбивкой забоя, периодически проводимого
геологическими службами предприятий, также описан в работе [2]. Недостаток этого метода состоит в значительных временных затратах. Проведение данной операции на газовой скважине силами исследовательской бригады занимает около 4 ч. В это время скважина простаивает, поэтому замеры проводятся с периодичностью не более 1 раза в год.
Известен метод контроля за процессом обводнения газовых скважин [3], предусматривающий проведение стандартных ГДИС с помощью установившихся отборов. Он позволяет определять коэффициенты фильтрационного сопротивления,анализировать их динамику с построением графиков изменения во времени,а также сравнивать их с предыдущими значениями. В результате вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта можно сделать по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления. Этому методу свойственны ошибки в определении даты поступления пластовых и (или) подошвенных вод. Это связано с большими интервалами времени между проведением ГДИС методом установившихся отборов.
Таким образом, описанные в работах [1-3] методы не позволяют оперативно фиксировать изменения технического состояния скважин, что затрудняет оперативность решения проблем при их эксплуатации.
НОВЫЙ МЕТОД ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ
Предложен и разработан метод оперативного контроля изменения технического состояния скважин [4], проводимый между стандартными плановыми ГДИС. Метод позволяет повысить промышленную безопасность эксплуатации скважин благодаря фиксации с высокой дискретностью изменений их технического состояния по данным устьевой телеметрии. Контроль ведется
Нарушение режима работы скважины
аз п
^ СП
m V fa
, Рщкс Disturbance of well operation process 4
T
р,
Время, с Time, s
Рис. 1. Динамика синхронного изменения значений забойного давления:
рзГДИС - забойное давление, измеренное во время ГДИС; рз - вычисленное забойное
давление; Арз - поправка на снижение пластового давления
Fig. 1. Dynamics of synchronous change of the bottom hole pressure values:
рзГДИС - bottom hole pressure measured during gas-hydrodynamic well surveying;
рз - calculated bottom hole pressure; Арз - reservoir pressure correction
в процессе эксплуатации скважин на технологическом режиме, заданном проектом разработки месторождения, с его оперативной корректировкой на основании получаемых результатов.
При стандартных плановых ГДИС измеряют пластовое давление (давление на забое закрытой скважины после его полной стабилизации) или забойное давление, а также пластовую температуру или забойную температуру скважины. Эти измерения во время ГДИС осуществляют с помощью глубинного манометра и термометра соответственно. Указанные измерения, как правило, проводятся один раз в год. Также на устье скважины измеряют ее дебит, устьевое давление и устьевую температуру газа. Измерения проводят с помощью системы телеметрии, являющейся одной из подсистем информационно-управляющей системы диспетчерского управления(ИУС ДУ) предприятия.
Оперативное моделирование зависимости величины забойного давления от расхода газа определяют из результатов фактических измерений давления на устье скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида по формуле [2]:
при этом
2S = 0,0683
z t '
ср ср
г Ч 2(е25 - Щ
0 = 0,01415-Ю10- ср срд5- ,
где рз - давление на забое скважины, МПа; ру - давление на устье фонтанных труб, МПа; 0 - дебит скважины, тыс. м3/сут; р - средняя по стволу скважины плотность газа, кг/м3; £ - расстояние от устья до забоя скважины, м; 2ср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа, безмерная величина;
1 - средняя по стволу скважины температура газа, К; X - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа, безмерная величина; й - внутренний диаметр фонтанных труб, м.
По результатам проведенных стандартных ГДИС сразу уточняют значения коэффициентов в формуле, добиваясь того, чтобы полученные результаты вычислений с заданной точностью совпадали с фактическими показаниями манометра, которым измеряли давление в забое скважины. Полученные значения коэффициентов фиксируются и используются при моделировании указанных процессов до следующего ГДИС.
В период между плановыми ГДИС в реальном масштабе времени и с заданным шагом дискретизации, используя средства телеметрии, измеряют устьевую температуру и устьевое давление газа на устье скважины, а также дебит скважины [4]. По формуле определяют расчетное значение забойного давления рз. На основе полученных значений рз строят график зависимости давления от временной функции (рис. 1). На этот же график наносят значение забойного давления рзГДИС, определенного во время ГДИС, при этом учитывают значение поправки на снижение пластового давления Дрз, связанное с эксплуатацией скважин.
Если динамика графика расчетного значения забойного давления рз совпадает или идет параллельно значению забойного давления рзГДИС, т. е. разность давлений (рз - рзГДИС) постоянна, то можно уверенно сделать вывод, что технологический процесс в скважине протекает нормально. Как только динамика разности (р - р гп„г) начинает изменяться
Угз ~ з.ГДИС'
во времени и пересекает заранее определенную границу (на рис. 1 это область нарушения режима работы скважины), об этом сразу сообщается оператору.
При выявлении нарушений на практике возможны различные случаи. Если при текущем расходе величина забойного давления постепенно снижается и становится меньше показателя, определяемого построенной по результатам ГДИС зависимостью, то ИУС ДУ выдает сообщение оператору о том, что продуктивность скважины снижается по причине формирования песчаной пробки на забое и требуется снизить расход газа. Если величина потери давления в стволе скважины, определяемая как разность величин забойного и устьевого давлений, растет и становится выше показателя при ГДИС, то выдается сообщение обслуживающему персоналу о том, что увеличилось количество воды
иус центральной производственно-диспетчерском службы предприятия
Management information system of central production dispatcher service of enterprise
1
г
ИУС ПРОИЗВОДСТВЕННО-ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ ГПУ ЯМБУРГСКОГО НГКМ Management information system of gas production department of the Yamburgskoe oil and gas condensate field ИУС ПРОИЗВОДСТВЕННО-ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ НГДУ ЗАПОЛЯРНОГО НГКМ Management information system of oil and gas production department of the Zapolyarnoe oil and gas condensate field
ИУС ОПЕРАТИВНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СЛУЖБЫ ГП-1, ГП-2,..., ГП-9, ГП-1В Management information system of operation service GP-1, GP-2,..., GP-9, GP-1V ИУС ОПЕРАТИВНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СЛУЖБЫ ГП-1С, ГП-2С, ГП-3С, ГП-1В, ГП-2В Management information system of operation service GP-1S, GP-2S, GP-3S, GP-1V, GP-2V
+ +
ГАЗОПРОМЫСЛОВЫЕ ОБЪЕКТЫ Gas field facilities
Рис. 2. Укрупненная структурная схема ИУС ДУ ООО «Газпром добыча Ямбург» Fig. 2. Enlarged structural scheme of the management information system of dispatching control of Gazprom dobycha Yamburg LLC
в продукции скважины и требуется проведение геофизических и специальных исследований скважины. И наконец, если температура на устье скважины опускается ниже температуры гид-ратообразования при текущем устьевом давлении, наблюдается рост забойного давления с одновременным снижением устьевого давления и (или) расхода газа, то выдается сообщение об образовании в стволе скважины газовых гидратов и необходимости немедленной подачи на забой ингибитора гидратообразования.
Применение данной инновационной технологии позволяет в реальном масштабе времени обнаружить нарушения режима работы скважин, оперативно принять меры по устранению приводящих к нарушению режима работы причин и в минимальные сроки восстановить нормальную эксплуатацию путем выбора (уточнения) режима работы или за счет закачки ингибитора гид-ратообразования и пр.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ МЕТОДОВ
На основе изложенных в работе [4] идей и принципов сотрудниками ООО «Газпром добыча
Ямбург» разработана и внедрена автоматизированная система оперативного контроля технического состояния газовых и газо-конденсатных скважин (АСОКТС Г и ГС), обеспечивающая оперативный контроль за изменением технического состояния скважин по данным эксплуатации. Апробация системы начата на газовых скважинах Харвутинской площади Ямбургского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) России, так как эта площадь в настоящее время наиболее типична по климатическим условиям и современна по техническому оснащению. Данная система реализована на базе резервной мощности ИУС ДУ ООО «Газпром добыча Ямбург», что исключило затраты на приобретение дополнительного оборудования и значительно сократило время на внедрение системы, существенно повышая ее экономическую эффективность. Укрупненная структурная схема ИУС ДУ ООО «Газпром добыча Ямбург» приведена на рис. 2.
Структура ИУС ДУ на уровнях центральной производственно-диспетчерской службы ООО «Газпром добыча Ямбург»,
Рис. 3. Основная мнемосхема АСОКТС Г и ГС: зелеными индикаторами помечены скважины, доступные для расчетов
Fig. 3. Main mnemonic diagram of automated system of operational control of technical state of the gas and gas condensate wells:
green indicators are marked wells available for calculations
производственно-диспетчерской службы Ямбургского газопромыслового управления(ГПУ)и Заполярного нефтегазодобывающего управления(НГДУ)построена с использованием программного обеспечения Wonderware [5], локализованного к производству в России на базе предприятия - одного из резидентов ОЭЗ «Иннополис».
Нижними уровнями ИУС ДУ Ямбургского ГПУ и Заполярного НГДУ являются ИУС оперативно-производственной службы (ОПС) газовых промыслов Ямбургского НГКМ и Заполярного НГКМ (ЯНАО, РФ). На Харвутинской площади Ямбургского НГКМ ИУС ОПС реализована на базе программных и аппаратных средств иностранного производства.
Прикладная часть АСОКТС Г и ГС реализована на производственном портале ИУС ДУ и решает следующие задачи:
- вычисление и хранение среднечасовых, среднесуточных и среднемесячных параметров для расчета давления в забое скважин;
- хранение и обновление нормативно-справочной информации (параметров скважин: глубина, диаметр колонны, конструкция
Рис. 4. Форма детального отображения информации о скважине Fig. 4. Form of detailed display of information about the well
и т. д.), полученной от Управления геологической разведки и лицензирования месторождений;
- расчет давления на забое скважины по заданному алгоритму;
- построение трендов, отображающих динамику изменения давления на забое скважины для различных периодов времени (в течение года, месяца или суток);
- оперативный контроль и диагностика технического состояния газовых и газоконденсатных скважин по результатам анализа трендов и другие сопутствующие задачи.
На рис. 3 приведена основная мнемосхема АСОКТС Г и ГС, отражаемая при запуске демонстрационной версии системы на производственном портале ИУС ДУ, в которой произвольно заданы названия скважин и объектов. При запуске система получает список доступных для расчетов скважин и помечает их зеленым индикатором.
При выборе скважины открывается форма детального отображения информации по скважине (рис. 4). Представленная страница условно разделена на две части: сверху слева указа-
2
|
а- -
fjfS/////////////////// / / /
Дам
i „
1* —— j //777 // /77/77 / /'Г7777УТ/Т//// / / /
Рис. 5. Тренды среднесуточного давления Fig. 5. Trends of average daily pressure
ны характеристики выбранной скважины, справа - тренды. Над трендами располагаются инструменты управления: календарь для выбора даты; кнопка «Среднечасовой», которая позволяет переключать тренды на среднечасовой режим за выбранные сутки; кнопка «Среднесуточный», позволяющая переключать тренды на среднесуточный режим за выбранный месяц; кнопка «Среднегодовой», дающая возможность переключать тренды на среднемесячный режим за выбранный год; ползунок, позволяющий произвести быстрый выбор года для построения среднемесячного графика.
При нажатии кнопки «Среднесуточный» тренды на экране будут перестроены под отображение среднесуточного давления за соответствующий период (рис. 5). При нажатии кнопки «Среднемесячный» и «Среднегодовой» тренды будут перестроены под отображение среднемесячного давления за текущий год, если не была изменена дата в календаре, представленном на рис. 4.
Кроме перехода на интересующую дату с помощью календаря предусмотрен вариант перехода по нажатию на конкретный узел тренда. Например, при построении среднемесячных трендов за 2016 г. пользователя заинтересо-
вал июнь: при нажатии на точку графика, соответствующую этому месяцу, графики будут перестроены в среднесуточный режим за июнь. Рассматривая данные тренды, пользователь может заинтересоваться, например, динамикой изменения давлений за 21 июня. Он нажимает узел за 21 июня - и тренды перестраиваются в режим среднечасового давления.
Система устроена так, что при выборе другой скважины тренды будут построены в том режиме, который был активен последним.
ВЫВОДЫ
Благодаря созданию и внедрению АСОКТС Г и ГС появляется возможность оперативно контролировать состояние разработки месторождения и состояние эксплуатационных скважин в реальном масштабе времени и принимать оперативные управляющие решения по его оптимальной эксплуатации, обеспечивая максимально высокий коэффициент извлечения газа и газового конденсата месторождения.
Учитывая положительный результат эксплуатации автоматизированной системы управления технологическими процессами, рекомендовано внедрить ее и на других газопромысловых объектах ООО «Газпром добыча Ямбург». ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами: Методические рекомендации ГГК «Газпром». М.: ОХО Миннефтепрома СССР, 1991. 160 с.
2. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.
3. Патент № 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / В.И. Кононов, Г.И. Облеков, А.И. Березняков и др. Заявл.: 13.07.2000, опубл. 20.04.2003 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2202692 (дата обращения: 14.03.2018).
4. Патент № 2607004 РФ. Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин / О.Б. Арно, А.В. Меркулов, А.К. Арабский и др. Заявл.: 26.11.2015, опубл. 10.01.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://bankpatentov.ru/ node/663954 (дата обращения: 14.03.2018).
5. Wonderware [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.klinkmann.ru/ (дата обращения: 14.03.2018).
REFERENCES
1. Gas Dynamic Control of Wells Operation on Fields and Underground Gas Storages by Trade and Geophysical Methods. Methodical Recommendations of Gazprom, State Gas Concern. Moscow, OKhO Minnefteproma of the USSR, 1991, 160 p. (In Russian)
2. Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov O.M., et al. Guide to Well Surveying. Moscow, Nauka, 1995, 523 p. (In Russian)
3. Patent No. 2202692 RF. Method of Control of the Gas Wells Watering Process / V.I. Kononov, G.I. Oblekov, A.I. Bereznyakov, et al. Applied on July 13, 2002, published on April 20, 2003 [Electronic source]. Access mode: http://www.freepatent.ru/patents/2202692 (access date: March 14, 2018).
(In Russian)
4. Patent No. 2607004 RF. Method of the Operating Control of Technical Condition of the Gas and Gas Condensate Wells / O.B. Arno, A.V. Merkulov, A.K. Arabskiy, et al. Applied on November 26, 2015, published on January 10, 2017 [Electronic source]. Access mode: http://bankpatentov.ru/ node/663954 (access date: March 14, 2018). (In Russian)
5. Wonderware [Electronic source]. Access mode: https://www.klinkmann.ru/ (access date: March 14, 2018). (In Russian)
