IX Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2017

Система «пласт-коллектор – скважины – газосборный коллектор газосборного пункта».

Ключевая роль в обеспечении требуемых технологических и экономических показателей подземных хранилищ газа (ПХГ) принадлежит газосборному пункту (ГСП). ГСП, как объект автоматизации с распределенными в пространстве параметрами, функционально входит в систему «пласт-коллектор – скважины – газосборный коллектор ГСП», рассматриваемую как объект автоматического управления. Целью управления системой «пласт-коллектор – скважины – газосборный коллектор ГСП» является поддержание требуемого давления газа на выходе ГСП в режиме отбора или заданной репрессии на пласт в режиме закачки активного газа.

Для управления процессом закачки/отбора газа необходимо регулировать физико-химические процессы, происходящие в пласте-коллекторе, через систему скважин посредством регулирования депрессии/репрессии на пласт. Продукция скважин представляет собой сложную и изменяющуюся по составу смесь газовой, жидкой (пластовая вода, конденсат) и твердой (песок и другие механические примеси) фаз, имеющая различные структурные формы и режимы движения. Измерение расхода газа без предварительной сепарации данных фаз представляет собой сложную техническую задачу. Особые сложности возникают при измерении высокоскоростных потоков с высоким газовым фактором, когда работа сепараторов оказывается малоэффективной. Подавляющее число пластов-коллекторов работает в водонапорном режиме, при эксплуатации которых происходит продвижение в газовую залежь контурной или подошвенной воды.

На рисунке 1 показана схема дренирования пласта-коллектора отдельной скважиной.

НКТ – насосно-компрессионная труба;

Ф – фильтр;

ПЗП – призабойная зона пласта;

Р_ш - шлейфовое давление;

Р_у - устьевое давление (давление на выходе из скважины);

Р_з - забойное давление;

Р_пл - Р_з = Δp_д - депрессия при отборе газа; Р_з - Р_пл = Δp_р - репрессия при закачке газа.

Рисунок 1- Схема дренирования пласта отдельной вертикальной скважиной

При отборе газа расход через скважину называется дебитом Q, измеряется в величинах м³ /с. Чем больше открыт кран, тем больше расход газа в скважине Q

и больше разница давлений (депрессия) Р_пл - Р_з = Δp_д в области фильтра Ф. Однако, при большой депрессии возможно разрушение ПЗП, кольматация (засорение) фильтра. Если в пласте-коллекторе имеются каналы с пластовой жидкостью, то возможно подтягивание к фильтру пластовых вод, и как следствие – обводнение скважины и повышенная концентрация в отбираемом газе пластовой воды, что крайне нежелательно. Поэтому выбирают оптимальную величину депрессии Р_пл - Р_з = Δp_д, которая в ряде случаев может составлять (10 − 30)% от пластового давления Р_пл .

На современных ПХГ внедряются системы АСУ ТП. Основное назначение данных АСУ ТП – это поддержание заданного дебита газа по скважинам в режиме отбора газа из ПХГ и расхода газа в скважины при закачке газа в пласт-коллектор в автоматическом режиме. Скважины ПХГ объединены в группы для отдельного газосборного пункта. При этом группа скважин ГСП имеет общий газосборный коллектор. Пласт-коллектор может быть сложен из вмещающих газ пород различной физической структуры: твердые породы с небольшой пористостью, породы с высокой пористостью и газовой проницаемостью, карстовые структуры и др.

При отборе газа из пласта-коллектора снижается пластовое давление Р_пл , изменяется микро- и макроструктура вмещающих пород пласта, которые трудно зафиксировать аппаратными способами. Фильтрационные свойства пласта-коллектора оценивают путем периодического перевода скважин ГСП в режим исследования, например один раз в три месяца в режиме работы ПХГ на отбор. Поэтому работа ПХГ происходит в условиях неопределенности геологопромысловой и оперативной информации о состоянии физических характеристик пласта-коллектора (динамики изменения пористости, проницаемости, пьезопроводности).

Автоматизированная система управления расходом газа по скважинам газосборного пункта.

Автоматизированная система управления расходом газа по скважинам ГСП имеет три уровня автоматизации (рисунок 2): 1-й (нижний) уровень автоматизации – по скважине; 2-й уровень – на входе в ГСП; 3-й уровень – на выходе из ГСП.

Р_з - забойное давление в ПЗП;

Р_пл - пластовое давление;

Т_у- температура газа в устье скважины;

Δp - перепад давления на сужающем устройстве датчика расхода;

Р_у - давление в устье скважины перед регулирующим штуцером исполнительного устройства;

Р_ш - давление газа в шлейфе скважины после штуцера исполнительного устройства;

Р_к - давление в газосборном коллекторе на входе в трубопроводную обвязку сепаратора;

Р_вх - давление газа в шлейфе после регулирующего штуцера на входе в газосборный коллектор;

Р_кс^вх- давление на выходе ГСП, т.е. на входе трубопроводной обвязки компрессорной станции.

Рисунок 2 - Уровни управления расходом газа скважин газосборного пункта

Очевидно, что в условиях неопределенности управление оптимальным режимом работы добывающих скважин целесообразно вести на нижнем 1-м уровне – путем регулирования дебита (расхода) газа по каждой скважине, а регулирование давления или расхода газа в коллекторе ГСП – в экстренных ситуациях.

Для управления расходом газа на 1-м (нижнем) уровне управления (автоматизации) необходимо иметь следующий состав аппаратных средств: датчик перепада давления δp на сужающем устройстве (диафрагме, установленной в шлейфе скважины), датчик давления газа Р_ш в шлейфе, датчик температуры Т_ш, регулирующее устройство – управляемый кран с помощью пневмоэлектропривода, нормирующее устройство, контроллер μС. Нормирующее устройство предназначено для выработки токовых сигналов, пропорциональных измеряемым физическим величинам и лежащих в диапазоне 4...20мА.

Таким образом, на рисунке 3 показана замкнутая система управления расходом газа, представляющая собой систему автоматического управления.

Рисунок 3 - Система управления расходом газа в скважине

Код для цитирования: Скопировать