КОНТРОЛЬ И ДИАГНОСТИКА ВЫНОСА ПЕСКА ИЗ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

TECHNICAL SCIENCES

MONITORING AND DIAGNOSTICS OF SAND REMOVAL FROM GAS PRODUCTION WELLS

Krasnov A.,

Associate Professor, Cand. tech. Sciences, Department of Automation,

Telecommunications and Metrology (A TM)

Prakhova M. Associate Professor, Department of ATM Ufa State Petroleum Technological University

КОНТРОЛЬ И ДИАГНОСТИКА ВЫНОСА ПЕСКА ИЗ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Краснов А.Н.

Доцент, канд. техн. наук, кафедра автоматизации, телекоммуникации и метрологии (АТМ)

Прахова М.Ю. Доцент, кафедра АТМ Уфимский государственный нефтяной технический университет

Abstract

The removal of sand from the bottom of gas wells when a certain level is exceeded leads to its destruction and other serious consequences. The article provides an overview of technical means for controlling the intensity of sand production, formulates the requirements for them for the fields of the Far North, gives practical recommendations for their selection.

Аннотация

Вынос песка с забоя газовых скважин при превышении определенного уровня приводит к его разрушению и другим серьезным последствиям. В статье сделан обзор технических средств для контроля интенсивности выноса песка, сформулированы требования к ним для месторождений Крайнего Севера, даны практические рекомендации по их выбору.

Keywords: sand production, bottomhole zone, droplet moisture, wear detectors, acoustic emission, spectro-metric method

Ключевые слова: пескопроявление, призабойная зона, капельная влага, износовые детекторы, акустическая эмиссия, спектрометрический метод

Добыча природного газа осуществляется методом фонтанной эксплуатации скважин. Природный газ поднимается на поверхность за счет естественной энергии - пластового давления. По мере разработки газового месторождения это давление постепенно снижается. Когда месторождение вступает в третий этап жизненного цикла - завершающую стадию эксплуатации - происходит подъем газо-водяного контакта и обводнение призабойной зоны добывающих скважин пластовой водой [1]. Слабосце-ментированные пласты увлажняются, и вместе с газом в скважину начинает поступать песок. Вынос песка из пласта в ствол постоянно возрастает, т.к. вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок. Точное представление о физическом механизме взаимосвязи между прорывом воды и разрушением пласта до сих пор отсутствует [2, 3], но опасность пескопроявления очевидна всем исследователям, например, [4, 5].

Вынос песка и других твердых частиц из скважины является предвестником разрушения приза-бойной зоны газоносного пласта. Далее этот процесс идет по нарастающей: смешивающиеся с присутствующей на забое жидкостью песчинки при недостаточной скорости выноса откладываются на забое и в стволе скважины, что приводит к росту

песчаной пробки на забое скважины, которая постепенно уплотняется и упрочняется [6]. Это, в свою очередь, приводит к перекрытию перфорационных каналов (до 80 % вскрытого перфорационного участка пласта [7]), НКТ, и как следствие - к увеличению депрессии на работающий интервал и фильтрационных сопротивлений, усиливая тем самым разрушение призабойной зоны. Негативные последствия этого процесса - это дальнейшее снижение продуктивности и остановка (самозадавлива-ние) скважин. В [2] отмечается, что при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита скважины газа незасоренной скважины.

Из-за абразивных свойств песка преждевременно выходят из строя угловые штуцера, задвижки, насосно-компрессорные трубы (НКТ) и другое промысловое оборудование. При этом надо отметить, что на завершающем этапе эксплуатации количество выносимого песка весьма значительно: за год по сеноманским скважинам Уренгойского месторождения из сепараторов и установок осушки газа извлекается порядка 120 - 150 т песка [8].

Для предотвращения этих явлений необходимо поддерживать оптимальный режим работы

газовой скважины, при котором не нарушается целостность призабойной зоны и отсутствует вынос песка. Это достигается поддержанием дебита скважины в безопасном диапазоне, ограниченном снизу выносом воды, а сверху - разрушением забоя [9]. Однако, во-первых, выдерживать такой режим при кустовом способе добычи не всегда представляется возможным, а во-вторых, для оперативного изменения режима эксплуатации интенсивность выноса песка необходимо отслеживать в режиме реального времени.

В зарубежной и отечественной практике применяются различные способы контроля выноса из скважин механических примесей, от достаточно

При использовании сепарационного метода скважина переводится в режим исследования, к ней на определенное время подключается установка «Надым» и затем по количеству собранного в контейнере осадка определяется интенсивность выноса песка. Такие измерения проводят в лучшем случае раз в квартал, поэтому использовать их для оперативного управления скважиной невозможно. Используются также пробоотборники специальных конструкций, в которых песок определяется непосредственно по его количеству в определенном объеме газа, например, немецкой компании Leutert [10].

Бессепарационные методы реализуются пассивными и активными устройствами.

К устройствам пассивного контроля выноса механических примесей относятся системы, созданные на основе различных детекторов износо-вого типа. Измерительным элементом таких

простых до очень высокотехнологичных, со специально разработанным ПО. Их можно классифицировать по разным признакам (рис. 1), но принципиальными являются три момента: это, во-первых, наличие или отсутствие сепарации скважинной продукции; во-вторых, периодичность контроля -постоянный мониторинг или дискретные замеры; и в-третьих, это наличие или отсутствие контакта с контролируемой средой (инвазивность/неинвазив-ность). Кроме того, существующие устройства делятся на устройства пассивного и активного контроля, а также контактные (инвазивные) и бесконтактные (неинвазивные).

устройств являются, как правило, металлические зонды-индикаторы, подвергающиеся эрозионному разрушению под воздействием механических примесей, находящихся в потоке газа. В качестве примера можно привести детекторы механических примесей фирмы Geoinform (Венгрия) - практически единственной компании, чьи устройства используются на практике. Устройство компании Exxon (США) и совместная разработка РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ВНИИГАЗ, ОАО «Мос-трансгаз» и фирмы «Саратовгазприборавтоматика» - «Песок-1» - не нашли широкого применения из-за целого ряда существенных недостатков.

Компания Geoinform разработала и выпускает два варианта детекторов. Первый вариант предназначен для использования на разведочных или экспериментальных скважинах, а второй вариант входит в систему мониторинга механических примесей

Непрерывный мониторинг

Способы контроля выноса песка из газовых скважин

Бессепараци-онные

Сепарацион-ные

Дискретные замеры

Активные

Пассивные

Контактные (инвазивные)

Акустические

Спектрометри -ческие

(флуктуацион-ные)

Износовые

Бесконтактные (неинвазивные)

Рис. 1. Классификация способов контроля выноса песка из газовых скважин

и используется для слежения за наличием механических примесей в потоке эксплуатационных скважин [11]. В «разведочном» варианте чувствительный элемент - зонд из легкого металлического сплава, который устанавливается непосредственно за штуцером, задающим дебит скважины. Штуцер направляет весь поток продукции на тело зонда. Наличие и концентрация механических примесей в потоке за определенное время определяется путем визуального контроля формы зонда и его взвешивания. Соотношение, связывающее уменьшение веса зонда со временем воздействия на него механических примесей и их концентрацией в потоке, устанавливается на основе предварительной градуировки с использованием механических примесей, типичных для данной скважины.

Такого рода устройства применимы только для очень грубой оценки наличия и концентрации механических примесей для того или иного режима работы скважины. При этом невозможно оценить динамику изменения выноса механических примесей за время выхода скважины на стационарный режим работы.

Во втором случае датчик позволяет определять содержание песка в режиме реального времени. Система включает технологический измерительный участок, на котором монтируется блок контроля песка, устройство дозирования песка, используемое для проведения градуировки, и контрольные датчики давления РТ и температуры ТТ (рис. 2, а). Информация с блока контроля песка, датчиков дав-

Контроллер

ления и температуры поступает в контроллер и может быть передана в диспетчерский пункт с помощью радиомодема. Обработка информации происходит на центральной ЭВМ диспетчерского пункта, оснащенной программным пакетом, позволяющим систематизировать, сохранять данные и генерировать в случае необходимости сигнал аварии. Сам блок контроля песка состоит из двухсекционного зонда износового типа и конфузора, направляющего поток продукции скважины на рабочую (в данный момент) секцию зонда. Зонд состоит из двух полых металлических трубок, разделенных между собой. Одна секция зонда является измерительной, а другая - контрольной. Смена рабочих секций зонда происходит автоматически. В случае непрерывного выноса механических примесей эрозия измерительной секции зонда начинается с момента его установки Ьо (рис. 2, б). Через некоторое время происходит прорыв стенки измерительной секции зонда (момент времени Под действием давления в трубопроводе осуществляется автоматическая смена измерительной секции зонда на контрольную. Этот момент времени (Ь2) фиксируется датчиком давления. Если износ контрольной секции произойдет через такой же промежуток времени, как и измерительной (Ьо ^ й = 12 ^ tз), это будет означать стационарный режим выноса механических примесей. Если же второй интервал будет меньше, это будет свидетельствовать о начале разрушения забоя. Количественная оценка концентрации механических примесей в потоке формируется на основе предварительной градуировки системы.

Блок Устройство Датчик

контроля дозирования давления

песка песка (РТ)

Датчик

температуры

(ТТ)

«■ — Т —' ч ~_i

""¡и т т ш ш J

Техно логический измерительный участок I

^ а

Измерение

I J

Контроль

+-

*о

-h t,

t

а) состав; б) временная диаграмма работы

Рис. 2. Блок контроля песка системы фирмы Geoinform

Точность этой системы мониторинга механических примесей составляет ± 20 % [11]. С ее помощью можно определить максимальную производительность скважины, при которой не происходит

аварийного выноса механических примесей, и поддерживать безаварийный режим эксплуатации скважины. Однако использование системы на скважинах, расположенных в суровых климатических условиях и содержащих воду в своей продукции,

представляется проблемной задачей. Возможное образование гидратов в устройстве для быстрой смены зонда может вывести устройство из строя.

Устройства активного контроля выноса механических примесей основаны на явлении акустической эмиссии. Акустическая эмиссия (АЭ) в самом общем случае определяется как физическое явление, при котором объект исследования или контроля генерирует акустическое волны, несущие измерительную информацию. В качестве чувствительного элемента в таких устройствах используются пьезокерамические (пьезоэлектрические) преобразователи различных модификаций. Из зарубежных устройств, построенных на АЭ, наиболее известны системы фирм Schlumberger (США), Gaz de France (Франция), ClampOn, Roxar (Норвегия) и Milltronics (Великобритания). Из российских разработок необходимо отметить

«КАДЕТ» («Объединение «БИНАР»»), ИМП (ООО «Бакс»), линейку устройств ДСП-А (ОАО «Сигма-Оптик», линейку устройств «Спектр» (ВНИИГАЗ), линейку устройств «Поток» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Некоторые из перечисленных устройств определяют вынос не только песка, но и капельной влаги.

В акустических детекторах происходит подсчет соударений твердых частиц о трубу в течение определенного времени (рис. 3). Эти детекторы устанавливаются в местах наиболее вероятного соударения, например, рядом с коленом (рис. 3). Их можно разделить на две группы: 1) контактные, чувствительный элемент которых погружается в газовый поток; 2) бесконтактные, с креплением чувствительного элемента на поверхности трубопровода.

Рис. 3. Принцип акустической эмиссии

Вторым направлением развития устройств активного типа является использование спектрометрического метода измерения расхода фаз газожидкостного потока.

В основу спектрометрического метода положено вычисление расхода газовой и жидкой фаз по спектру мощности турбулентных флуктуаций давления, возникающих при движении газожидкостного потока по трубопроводу со специальным сужающим устройством [12]. Это сужающее устройство, или формирователь потока, необходимо для формирования потока определенной структуры в широком диапазоне изменения расхода фаз и генерации флуктуационного процесса, отличающегося спектром с заданными информационными свойствами.

В самом общем виде спектрометрический ме-

тод можно описать следующим образом. На трубопроводе после специального сужающего устройства (формирователя потока) устанавливается датчик давления, чувствительный элемент которого погружен в поток (рис. 4, а). Выступающая часть датчика выполнена в виде полого металлического цилиндра. Внутри закреплен цилиндрический пье-зокерамический преобразователь. Датчик не чувствителен к избыточному давлению в трубопроводе и реагирует только на флуктуационную составляющую. В частотном спектре выходного сигнала датчика можно выделить область с преимущественным влиянием капельной жидкости и с преобладающим влиянием песка (рис. 4, б, обозначено: Ж, Г, П - частотные области, соответствующие жидкости, газу и песку; S(f) - спектральная плотность мощности сигнала; f - частота сигнала).

б) характерный частотный спектр выходного сигнала флуктуационного датчика Рис. 4. Спектрометрический метод измерения выноса песка

а) принцип измерения;

В качестве примера такой системы можно привести линейку систем «Поток».

Проведенный обзор позволяет сделать следующие выводы.

Старение многих газовых месторождений приводит к тому, что добычу приходится вести в условиях интенсивного водо- и пескопроявления. При этом при выборе режима эксплуатации скважины необходимо строго соблюдать безопасный диапазон дебита, т.к., с одной стороны, нельзя допускать скопление воды и песка на забое, а с другой - слишком интенсивный их вынос, который может привести к аварийной ситуации.

Как следствие, для оперативного управления работой скважины необходим мониторинг выноса песка и воды в режиме реального времени. Особо следует подчеркнуть, что надо учитывать именно оба фактора, т.к. мокрый песок слипается и в результате по показаниям количество песка оказывается меньше, чем по факту. Таким образом, содержание капельной влаги нужно знать в том числе для введения коррекции оценки выноса песка.

Информация о выносе примесей может быть получена во время проведения стандартного комплекса газодинамических исследований (ГДИ) с использованием сепарационных установок (для отбора примесей). Однако они производятся с большой дискретностью по времени и не отвечают требованиям по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин.

Поэтому задача обустройства эксплуатационных скважин специальными техническими средствами для комплексного оперативного контроля дебита газа (и газового конденсата) и концентрации жидких и твердых примесей в потоке продукции в режиме реального времени очень актуальна. При этом эти средства контроля должны обладать не столько высокими метрологическими характеристиками, сколько высокими показателями надежности работы в реальных промысловых условиях. Контроль выноса примесей может быть уровневым (например, «нет выноса», «допустимый уровень выноса», «предаварийный режим», «аварийный режим»). Несмотря на такие щадящие требования к устройствам контроля, на сегодняшний день на рынке представлено всего несколько разработок, которые стационарно устанавливаются в потоке и выдают информацию в режиме реального времени.

Это связано с тем, что потоки продукции скважин очень высокоскоростные, при этом на газовых скважинах нужно контролировать вынос жидкости, составляющий тысячные объемные доли от расхода газа, а вынос песка - миллионные и десятимиллионные объемные доли от расхода газа (в рабочих термобарических условиях).

Пассивные устройства не обеспечивают оперативность контроля. Кроме того, их недостатками являются грубая оценка наличия механических примесей; невозможность оценить динамику изменения выноса механических примесей; необходимость в качественной градуировке с учетом всех физических условий; невозможность использования в суровых климатических условиях.

Качество акустических методов зависит от варианта их исполнения - контактный или бесконтактный. Бесконтактные устройства не требуют остановки скважины, отсутствует износ чувствительного элемента, но они регистрируют только те частицы, которые оказываются в зоне их чувствительности.

Что же касается спектрометрических способов, их использование в массовом порядке вызывает некоторые сомнения ввиду дороговизны и сложности.

Авторам представляется целесообразным использовать акустические устройства. В табл. 1 приведены основные технические характеристики наиболее популярных в газовой промышленности устройств.

Как видно, оптимальным вариантом является пятиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе ДСП-АКЭ для телеметрического контроля режимов работы скважин с возможностью автоматического переключения на собственный автономный источник питания. Рекомендован для использования на скважинах, не обеспеченных сетевым питанием, что очень важно для многих северных промыслов.

Формирование выходных сигналов осуществляется посредством двух «сухих контактов» по превышению заданного числа зарегистрированных ударов твердых включений о стенку трубопровода за каждые 10 с. Уровень порогов сигналов «Предупреждение» составляет 32 удара за 10 с, а «Авария» - 128 ударов.

Таблица 1.

Основные характеристики ДС выноса песка и капельной жидкости

Характеристика Значение характеристики для различных типов ДС

«Кадет» «Roxar» «QampOn» «ДСП-АКЭ»

Компания-производитель АО «Объединение Бинар», Россия Группа компаний Emerson Компания «QampOn», Норвегия АО «Сигма-Оптик», Россия

Контролируемая фаза потока Песок Песок Песок Песок и вода

Температура, 0C От минус 40 до + 80 От минус 40 до + 80 От минус 40 до + 80 От минус 55 до + 60

Необходимость дополнительного ввода данных по скважине в ПО устройства Да Да Да Не требуется

Влияние качества прижима на трубопроводе на работу устройства Да Да Да Нет

Заявленный изготовителем статус устройства Сигнализатор Измеритель Измеритель Датчик-сигнализатор

Протокол Modbus (связь) Да Да Да В зависимости от модификации

Обязательное наличие постоянного электропитания Да Да Да В зависимости от модификации

Необходимость вызова специалиста для отладки ПО Да Да Да Не требуется

Наличие функции самодиагностики Нет Нет Нет Да

Ежегодная поверка Требуется Требуется Требуется Не требуется

Опыт эксплуатации на объектах ПХГ и газодобывающих компаний ПАО «Газпром» Испытание опытных образцов Единичные экземпляры Единичные экземпляры Порядка 2 000 комплектов

Наличие государственной поверочной схемы Нет Нет Нет Не требуется

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Тер-Саркисов Р. М. Разработка месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999.

2. Моторин, Д.В. Проблемы добычи газа на завершающем этапе разработки месторождений / Д.В. Моторин, П.С. Кротов, В,В, Гурьянов //Территория Нефтегаз. 2011. № 10. С. 50 - 53.

3. Рики Дж. Арментор, Майкл Р. Уайз, Майк Боумен, Густаво Каввацоли, Жильда Коллен, Вен-сан Роде, Боб Холичек, Джордж Кинг, Крис Лой-кер, Мехмет Парлар. Предотвращение выноса песка из добывающих скважин.

https://www.slb.com/~/media/Files/ resources/oil-field_review/ russia07/sum07/01_RegainingSandCon-trol.pdf.

4. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин / Султанов Б.З., Орекешев С.С. // Нефтегазовое дело. 2005. №9 1. http://www.og-bus.ru.

5. Контроль выноса песка из промысловой газовой скважины /Е.В. Попов, С.С. Савастюк, С.А. Ежов, В.М. Карюк, И.В. Морозов // Экспозиция Нефть Газ. 2(55). Март-апрель 2017. С. 130 - 132.

http://www.binar.ru/wp-content/ щ-

loads/2017/04/Экспозиция_2-2017.pdf.

6. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Попова Я.Д. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин // Территория «Нефтегаз». 2017. № 4. С. 12 - 19.

7. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999.

8. Коновалов И.Л., Корженко М.А., Тара-ненко Б.Ф., Ушенин А.В. Способ контроля выноса песка. Патент РФ № 2285909. БИ № 29, 2006.

9. Попов М.А., Петраков Д.Г. Исследование режимов эксплуатации газовых скважин в осложненных условиях // Недропользование. - 2021. -Т.21, №1. - С.36-41. DOI: 10.15593/2712-

8008/2021.1.6.

10. Produced Sand Sampler PSS. Sonoecho GmbH & Co. URL: https ://www.sonoecho. com/en/products/produced-sand-sampler.php?lang=EN

11. Sand Monitoring System /Official site of Geoinform Ltd. URL: http ://www. geoinform. hu/en/sand-monitoring-system/

12. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Попова Я.Д. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 12 - 19.