CC BY
109
линию закачки активного газа (рис. 4). При данной схеме обвязки есть возможность работать как напрямую без контроля скорости закачки, так и через модуль регулирования с фиксацией всех рабочих параметров скважины. Модуль регулирования представляет собой игольчатый клапан с электрическим приводом, позволяющий проводить тонкую настройку расхода газа через ЗРК или поддержку определенного значения давления закачки, вне зависимости от давления в газовой магистрали. Управление ЗРК, контроль работы, а также передача данных происходит с использованием блока автоматики. На блок автоматики с каждой скважины с ЗРК передаются и визуализируются на панели управления следующие данные: давление и температура до ЗРК, давление и температура после ЗРК, процент открытости клапана, текущая уставка расхода (или давления) газа
через ЗРК, технологический расход газа. Также дополнительно подключаются замеры буферного давления, давления в затрубе и давления в линии. Эти данные позволяют обрабатывать входные данные в режиме реального времени, изменять процент открытости ЗРК для поддержания расхода или постоянного давления закачки газа для оптимизации работы газлифтно-го подъемника.
На данном этапе проведения ОПИ было решено использовать только модуль регулирования на затрубе для контроля закачки газ-лифтного газа в скважины №3220 и №3221 куста 21 Оренбургского НГКМ. Схема компоновки подземного оборудования скважины №3221 Оренбургского НГКМ представлена на рис. 5. Горизонтальная скважина с башмаком эксплуатационной колонны 178 мм на отметке 2033 м и открытым горизонтальным стволом длиной
Рис. 4 — Схема обвязки устья скважины Fig. 4 —The wellhead piping arrangement
ОуЛмча Мане. £ММ
tciye ка, м, чару нтн. внутр.
Флчт План ' /
>
10 /
/
го / /
/
/
ш /
/
/
«10 /
/
SW /
/
/
/ /
/
14ВО
1790
1600
1800
1302
голо
il -177,8 ми ,0 -244,5 ми Tfy Переводчик НКЮ-Н*3 lii"YAJ.VH
X H(CT - В i -ill' VAM LS05S - ] пл. / Ниппель J.81 1 3 ' )U VA61 ' -/ НКТ- B31/2" VAM LM55 - 1 ША /- у* Переиодник 3 1/2~MVAÎA 1 2 7iB~H-VA№
7»/ httr- о г 7/s"VArtteess
/ Инксекциочная опрднка 2 7/5" * ГУАМ-М * 2 7/S"H-VAM
¿_ Л HK7-0Î//S"VAMLSOSS
7 /
/. / Иннекциочная оправка 2 718" ■ ГУАМ'M 1 2 WH-VAM
i--КИТ - 02 7/ВГ VA M L8055
/
/ / Инкенциинная опрая-та 7 7/Я"* ПММ-М * 7 7/S"H'VKM
i-., / ПК! - £5 2 7/В" \т L80S5 f /
— jt Инже-кц ионная оправка 2 Г/в" * l"VAM-M ■ 1 Г/8"H-VAM
L- -f НКТ -0 2 7/ен VAW L80SS
* * 1350 м - глубина спуска тех. колонны
Инженционндя оправка 2 7/8" * TVAM-M * ? 7/£"H-VAM
НКТ Д ? 7IR- VAM L80SS
Циркуляционной нлапачттрофиль Т 7,31" СМД 2 ?/3"MVAGT ' 2 7/Я НК1- B7 7WVAM LS0SS
Разъедякитеяь колонны профиль "Г г. 75" г 7/з"М VAGI' г 7/з"Н'У
ГСачер Г -2 Г IS 2 r/S"M-VAM-TQP • 2 7/S"HVAM-TOP
Циркуляцноиный нлагтач профиль "F" 2,18" СМД z 7/e"M'VAGT 1 2 7!£ НКТ -■ E2 7/e"VAM LÈ05S
7(133 - глубина спуска энсллуятацнсшнон К ПЛ О ч H tj
направляющая норсжка 2 7/S"M-VAM ■ 2040 M
""V-.....
Открытый СТВОЛ
Забой ■37S5M
Рис. 5 — Схема компоновки подземного оборудования скважины №3221 Fig. 5 — The layout scheme of the well №3221 underground equipment
38
722 м. В скважину установлена НКТ 73 мм с па-кером и 5 мандрелями для разгрузочных клапанов. В режиме эксплуатации закачка газа идет через циркуляционный клапан.
На протяжении всего периода ОПИ система АСУТП «Газлифт» на скважине №3221 работала без перебоев, обеспечивая непрерывную добычу из скважины, все остановки скважины были связаны с технологическими процессами на месторождении. Главная задача, решаемая с помощью системы АСУТП «Газлифт», — добывать большее количество жидкости при ограниченном количестве закачиваемого агента. При этом регулирование подачи газа происходит автоматически по уставке на расход или давление технологического газа, позволяя экономить газ до 25-50%. Уставки задаются оператором через АРМ (автоматизированное рабочее место) дистанционно из диспетчерской или непосредственно на кусту.
В процессе проведения ОПИ сотрудниками ООО «Газпромнефть-Оренбург» при поддержке «Газпромнефть НТЦ» был проведен ряд мероприятий с целью разработки методики подбора оптимального режима работы газлифтной скважины с применением автоматической системы управления и регулирования газа, оценки работы оборудования при запуске скважин и смене режимов подачи газа. В ходе проведения ОПИ АСУТП «Газлифт» обеспечивал как стабильную работу на заданной уставке по затрубному давлению или расходу технологического газа, так и быстрый переход на новый режим добычи.
На рис. 6 представлена работа системы АСУТП «Газлифт» на скважине №3221. В дополнение к показаниям датчиков модуля (датчики давления и температуры до и после ЗРК) система передает данные на пульт оператора с подключенных манометров на буфере, затрубе и линии. Также передаются данные по положению ЗРК, текущей уставке и ТРГ, рассчитанные по модели. На данном рисунке также показано, что ЗРК позволяет стабилизировать давление закачки (затруб) и контролировать подачу активного газа даже при значительном увеличении давления в газовом коллекторе и снижении давления в линии.
В процессе наблюдения за данными в режиме реального времени было установлено, что при проведении исследований скважины методом КСД продолжительности замера недостаточно для установления режима. Было определено, что для установления режима требуется 12-14 часов.
На протяжении всего периода наблюдений отмечаются значительные изменения давления в системе подачи активного газа (данная проблема полностью нивелируется применением ЗРК на линии закачки газа) и системе сбора (данные флуктуации передаются непосредственно на скважину). Флуктуации давления приводят к нестабильной работе скважины и, как следствие, снижению эффективности добычи.
На рис. 7 представлена система постоянного мониторинга работы газлифтных скважин, которая включает в себя забойный постоянный датчик давления и температуры, а также распределенную систему измерения температуры на базе оптоволокна [3]. Данная система позволит оптимизировать работы газлифтного фонда скважин с помощью:
- возможности проводить ГДИС и оценивать ключевые параметры пласта и призабойной зоны скважины;
- постоянного мониторинга работы газлифтных клапанов в процессе разгрузки скважины и в процессе эксплуатации.
Экспозиция НЕфть газ сентябрь 5 (58) 2017
Рис. 6 — Визуализация данных системы АСУТП «Газлифт» на скважине №3221 Fig. 6 —The data visualization of the automatic process control system "Gaslift" of the well №3221
Итоги
По итогам ОПИ, все задачи, поставленные перед АСУТП «Газлифт», были выполнены. Более того, удалось оптимизировать систему проведения исследования на фонде скважин Оренбургского НГКМ и предложены новые технологии мониторинга работы газлифтных скважин.
Выводы
Планируется внедрение описанной в
статье автоматизированной системы АСУТП «Газлифт» на остальных скважинах Оренбургского НГКМ, что позволит повысить эффективность газлифтной эксплуатации скважин, организовать сбор информации в режиме реального времени и ускорить принятие оперативных решений, а также, безусловно, повлечет за собой снижение рисков по охране труда и безопасности персонала ООО «Газпромнефть-Оренбург».
Рис. 7 — Система постоянного мониторинга работы газлифтных скважин Fig. 7 — The monitoring system of gas lift wells serviceн
Список литературы
1. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. 256 с.
2. Сидоров В.С. История одного прорыва // Нефтяное хозяйство. 2009. №7. C. 122-124.
3. Шандрыгин А.Н., Тертычный В.В., Нухаев М.Т. Новые возможности мониторинга разработки месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. 2006. №2. C. 66-69
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Results of pilot tests for gaslift optimization of the wells of the Orenburgskoe oil and gas condensate field
Authors:
Sergey N. Trubavin — the chief engineer1; [email protected]
Vladimir V. Ul'yanov — Ph.D., the head of the gaslift department2; [email protected]
Evgeniy A. Kibirev — the head of the technologies department3; ntc [email protected]
Konstantin V. Rymarenko — the senior researcher4; [email protected]
Viktor S. Bak — the deputy general director5; [email protected]
Pavel E. Istorin — the head of the procurement department5; [email protected]
Marat T. Nukhaev — Ph.D., the associate professor6; [email protected]
1 "Gazpromneft-Orenburg", Orenburg, Russian Federation
2 "Gazpromneft", Saint Petersburg, Russian Federation
3 "Gazpromneft NTC", Saint Petersburg, Russian Federation
4 Novosibirsk State University, Novosibirsk, Russian Federation
5 "SIANT", Novosibirsk, Russian Federation
6 Siberian Federal University, Krasnoyarsk, Russian Federation
UDC 620.193
Abstract
The article describes pilot tests, concerning with the automatic process control system of the noncompressor gaslift, carried out by "Gazpromneft-Orenburg". The goal of the project is to increase the efficiency and the well control.
Materials and methods
The article includes the description of the noncompressor gaslift service problems, details of the automatic process control system of the noncompressor gaslift implementation, the analysis of the results. There is also the description of the steps for the implementation of
the permanent monitoring system.
Two producer wells at work were chosen for tests.
Results
Summarizing the results, all the goals for the automatic process control system "Gaslift" were reached during pilot tests. In fact, it became possible to increase the efficiency of well tests for the Orenburgskoe oil and gas condensate fields; new technologies of gaslift wells monitoring were proposed.
Conclusions
The implementation of the automatic process
control system "Gaslift" is planned at the rest wells of the Orenburgskoe oil and gas condensate field; it can give the opportunity to improve gaslift working efficiency, to provide data capturing on a real-time basis, to improve decision making and certainly to provide the reduction of risks and the labor safety for the staff of Gazpromneft-Orenburg.
Keywords
gaslift service system, automatic process control system, gas rate, pressure control, well monitoring
References 2. Sidorov V.S. Istoriya odnogo proryva monitoringa razrabotki mestorozhdeniy
1. Zaytsev Yu.V., Maksutov R.A., Chubanov [History of the one break]. Oil industry, uglevodorodov [New possibilities for oil
O.V. Teoriya i praktika gazlifta [Gaslift: 2009, issue 7, pp. 122-124. fields development monitoring].
theory and practice]. Moscow: Nedra, 3. Shandrygin A.N., Tertychnyy V.V., Oil industry, 2006, issue 2,
1987. 256 p. Nukhaev M.T. Novye vozmozhnosti pp. 66-69.
ГРУПП
ТРУБА ОБСАДНАЯ ОТВ-6,35
Область применения
Применяются для крепления нефтяных и газовых скважин сложного профиля, а также скважин, в которых осуществляется перемещение теплоносителя при температуре до 250"С.
Уникальность конструкции
Заключается в герметизации резь Сю во го соединения за счет контакта с натягом в точке тороидального уплотнительного пояска ниппеля с конической расточкой в муфте.
Преимущества резьбового соединения DOMINANT
■ Повышение качества сборки труб на скважине за счет свободного захода без вращения ни плел я в муфту на глубину 12 ниток.
■ Увеличение осевой нагрузки на растяжение и сжатие в резьбовом соединении F-6,3i> практически до нагрузки, которую выдерживает тело ОТ.
• Равномерное распределение осевой нагрузки по н иткам за счет постепенного увеличения глубины резьбы от контрольного пояска до ОП.
• Облегчение визуального контроля окончания свинчивания резьбы за счет соаладения торца муфты с началом широкого кругового пояска.
• Повышение надежности ОТ при спуске в сильно искривленные скважины за счет оптимизации зазоров около ниток резьбу И тороидально-конической конструкции узла герметизации резьбового соединения.
ТРУБА ОБСАДНАЯ ТМС-СРВ1_
Область применения
Применяются для крепления сложного профиля.
I Уникальность конструкции
Герметичное геометрическое сопряжение резьбового профиля и двух упорных элементов «металл-металл»-.
Преимущества резьбового соединения DOMINANT
• На трубе нарезается резьбовой профиль и дополнительно выполняется уплотнительный упорный элемент, который обеспечивает совместное геометрическое сопряжение резьбового Профиля и двух упорных элементов (уступ на трубе и расточка в муфте) «метаггл-металл».
■ Соединение позволяет значительно увеличить крутящие моменты свинчивания и несущую способность резьбового соединения.
• Возможно 2типа исполнения: муфтовое и безм.уфтовое.
• Уплотнение геометрии происходит по геометрическим размерам сопряжения углов профиля резьбы, торцу ниппеля и в расточке — торцу муфты «"металл-металл». Наличие двух витков неполного профиля резьбы на уплотняющей диаметральной поверхности уплотнительного элемента ниппеля трубы, являющимся демпфером при работе соединения и отличительной особенностью геометрии — брендом УК ООО «ТМС групп».
ТРУБА ОБСАДНАЯ ТМС-СРВ2_
Область применения
Для добычи сверх вязкой нефти методом парогравитационного дренажа (SAGD).
Уникальность конструкции
Данное соединение характеризуется высокой прочностью на сжатие, растяжение и изгиб. Преимущества резьбового соединения DOMINANT
■ На трубе нарезается профиль резьбы и дополнительно выполняется уплотнительный упорный элемент, который обеспечивает совместное геометрическое сопряжение резьбового профиля и узла герметизации по двум тороидальным поверхностям «металл-металл».
■ При совокупности сопряжения резьбового профиля и уплотняющих упорных элементов менщу наружной поверхностью уплотнения на ниппеле трубы и в расточке муфты зазор отсутствует.
■ Соединение позволяет значительно увеличить крутящие моменты свинчивания и несущую способность резьбового соединения.
■ Значение крутящего momoi на отлично от указанных в таблице минимальных, оптимальных и максимальных Мкр. Для обсадных труб 245*8,9 мм - Мкр=Щ кН.
8-800-250-79-39
www.TMC-групп.рф
информируи персонал о технике безопасности
Общее количество несчастных случаев на производстве за 2015 год составило 43,212 человек, из них —1707 с летальным исходом. По экспертным оценкам, убытки, связанные с несчастными случаями, составляют до 1,4 трлн руб. ежегодно. Традиционно, более 75% несчастных случаев вызваны причинами организационного характера и так называемым «человеческим фактором» (неудовлетворительной организацией производства работ, нарушениями требований охраны труда, недостатками в обучении, нарушениями трудовой дисциплины).
Закажи плакаты по технике безопасности на WWW.SAFEPOSTER.ru
