Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления

1 Область техники Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к бескомпрессорному газлифту, и может быть использовано при эксплуатации газлифтных скважин, преимущественно в районах Крайнего Севера. Особенностью эксплуатации газлифтных скважин в районах Крайнего Севера, в частности на месторождениях Западной Сибири, являются низкие зимние температуры воздуха (до-55 С), наличие глубокого слоя вечной мерзлоты (до 300 м), сильные снежные заносы (до 1,5 м), низкая начальная температура газлифтного газа на устье газовых скважин (5-12 С). При этом сами газлифтные скважины расположены на безлюдной территории и должны функционировать в автоматическом режиме. Предшествующий уровень техники Известен способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий нагнетание по газовой линии в нефтяную скважину газа высокого давления, измерение температуры получаемого из скважины продукта, которая зависит от температуры нагнетаемого газа, регулирование расхода газа регулирующим клапаном и контроль его положений для оптимизации добычи флюида (см. патент США 4267885, МКИ Е 21 В 43/12, 1981 г.). Основным недостатком известного способа является низкая точность регулирования расхода газа при колебаниях температуры лифтового газа, подаваемого в скважину, особенно при бескомпрессорном газлифте, из-за больших перепадов давления и температуры газа на регулирующем клапане и как следствие - неоптимальный режим работы скважины. В качестве прототипа для заявляемого изобретения выбран способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий подачу в газлифтную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида и определение оптимального режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа(см. патент США 4738313, МКИ Е 21 В 43/12,1988 г.). Основными недостатками известного способа являются его ограниченные область применения и эксплуатационные возможности, т.к. для своей реализации в условиях Крайнего Севера он требует очень больших материальных и людских затрат из-за необходимости использования в качестве источника газа высокого давления либо газоперерабатывающего завода(централизованная система компрессорного газлифта), подающего по протяженному теплоизолированному газопроводу очищенный, осушенный и подогретый газ, либо компрессора (децентрализованная система кустового компрес 002678 2 сорного газлифта), требующего специальных дорогостоящих мер по дополнительной подготовке газа (очистке, осушке, компримированию). Это снижение экономической эффективности добычи нефти обусловлено в первую очередь низкой температурой и высокой влажностью используемого многокомпонентного природного газа, приводящими к гидратообразованию в газовых коммуникациях, сужающем устройстве измерителя расхода газа и регуляторе расхода газа, и требующих специальных дорогостоящих мер борьбы, таких как очистка и осушка газа, подача ингибиторов гидратообразования. Особенно остро эта проблема встает при частых периодических перепадах давления в широких пределах, а значит и при перепадах температуры на регулирующем расход газа устройстве, что связано с известным эффектом Джоуля - Томсона ( падение температуры газа на дросселирующем устройстве). В качестве прототипа для заявляемого устройства выбрано устройство для эксплуатации газлифтной скважины, включающее источник газа высокого давления, соединенный газопроводом с нефтяной скважиной через регулятор расхода газа, устройство управления на базе контроллера, один из измерительных входов которого соединен с выходом измерителя дебита добываемого флюида, установленного на выходе нефтяной скважины, а другой соединен с выходом измерителя расхода газа, установленным в газопроводе, при этом управляющий выход контроллера подключен ко входу регулятора расхода газа. Устройство измеряет расход нагнетаемого газа и дебита добываемой жидкости при различных расходах газа, периодически устанавливает зависимость между расходом газа и дебитом добываемой жидкости и определяет оптимальный режим эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа (см. патент США 4738313, МКИ Е 21 В 43/12, 1988 г.). Основными недостатками устройства, как и вышеупомянутого способа, являются его ограниченные область применения и эксплуатационные возможности, обусловленные теми же причинами, что и у способа, а именно низкой экономической эффективностью добычи нефти из-за высоких затрат на устранение гидратообразований в газовых коммуникациях, сужающем устройстве измерителя расхода газа и регуляторе расхода газа. Раскрытие изобретения В основу изобретения поставлена задача,направленная на расширение области применения и эксплуатационных возможностей способа эксплуатации газлифтной скважины, осуществляемого при работе в автоматическом режиме бескомпрессорного газлифта, когда в качестве источника газа высокого давления используется газ из газовой скважины, в том числе в сложных климатических условиях Крайнего Севера. 3 Согласно изобретению, в способе эксплуатации газлифтной скважины, включающем подачу в нефтяную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу с регулирующим расход газа устройством, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида с определением оптимального режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа. Это достигается тем, что в качестве источника газа используют газовую скважину, при этом дополнительно измеряют температуру газа в газопроводе, поддерживают температуру внутренней поверхности газопровода на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент газовой среды газовой скважины в рабочем диапазоне параметров газа, а температуру газа перед регулирующим расход газа устройством поддерживают на уровне Т(T1+t)(1) где T1 - наибольшая температура гидратообразования компоненты из состава газовой среды газовой скважины,t - перепад температуры газа на устройстве регулирования расхода. Выполнение указанных тепловых режимов позволяет исключить условия возникновения гидратообразования при газлифтной добыче нефти. Согласно изобретению, в устройстве для эксплуатации газлифтной скважины, включающем источник газа высокого давления, соединенный газопроводом через регулятор расхода газа с нефтяной скважиной, измеритель расхода флюида, установленный на выходе нефтяной скважины, устройство управления, первый измерительный вход которого соединен с выходом измерителя расхода газа, установленным в газопроводе, второй измерительный вход соединен с выходом измерителя расхода флюида,а его первый управляющий выход подключен ко входу регулятора расхода газа, достигается тем,что в качестве источника газа высокого давления использована газовая скважина с управляемым клапаном отсечки газа, управляющий вход которого подключен ко второму управляющему выходу устройства управления, а выход клапана отсечки газа соединен с газопроводом, который снабжен распределенным по всей длине нагревателем, подключенным к выходу источника электропитания, и теплоизолятором, расположенным поверх нагревателя, причем на входе газопровода установлен датчик температуры газопровода, подключенный к третьему измерительному входу устройства управления, при этом перед клапаном отсечки газа установлены первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, выходы которых подключе 002678 4 ны к четвертому и пятому измерительным входам устройства управления, а перед регулятором расхода газа и за ним установлены второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, выходы которых подключены соответственно к шестому, седьмому, восьмому и девятому измерительным входам устройства управления. Указанное выполнение устройства позволяет исключить проблему гидратообразования при всех возможных режимах работы газлифтной скважины. Целесообразно источник электропитания выполнить с возможностью регулирования выходной мощности, а его управляющий вход подключить к третьему управляющему выходу устройства управления, что позволит оперативно и экономно производить разогрев газопровода, избегая его перегрева. Выгодно источник электропитания выполнить с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнить секционным, при этом секции нагревателя распределить вдоль газопровода и подключить к многоканальному выходу источника электропитания, что позволит дополнительно повысить экономичность разогрева газопровода. Целесообразно источник электропитания выполнить с возможностью регулирования выходной мощности, а его управляющий вход подключить к третьему управляющему выходу устройства управления, что позволит оперативно и экономно производить разогрев газопровода, избегая его перегрева. Выгодно источник электропитания выполнить с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнить секционным, при этом секции нагревателя распределить вдоль газопровода и подключить к многоканальному выходу источника электропитания, что позволит дополнительно повысить экономичность разогрева газопровода. Перспективно для упрощения монтажа каждую секцию нагревателя выполнить в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода и образующей с ним тепловой контакт. Целесообразно также для упрощения устройства и повышения надежности его функционирования, первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, управляемый клапан отсечки газа, а также датчик температуры трубы объединить в конструктивный модуль,выполненный в виде входного термостата, датчик температуры которого соединить с десятым измерительным входом устройства управления,а управляющий вход термостата подключить к четвертому управляющему выходу устройства управления. Целесообразно также для упрощения устройства и повышения надежности его функционирования второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления га 5 за, измеритель и регулятор расхода газа объединить в конструктивный модуль, выполненный в виде выходного термостата, датчик температуры которого соединить с одиннадцатым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключить к пятому управляющему выходу устройства управления. Заявляемые способ и устройство позволяют решить проблему исключения гидратообразования новым, эффективным и экономичным методом и обеспечивают надежную эксплуатацию газлифтной скважины в автоматическом режиме в условиях Крайнего Севера. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлена структурная схема заявляемого устройства; на фиг. 2 приведена структурная схема устройства управления на базе микропроцессорного контроллера; на фиг. 3 приведен рисунок, поясняющий расположение секций нагревателя на газопроводе; На фиг. 4 приведены зависимости необходимой мощности нагревателя для различных расходов газа через газопровод при постоянном значении перепада давления (температуры) на регуляторе расхода газа; на фиг. 5 представлена структурная схема многоканального источника электропитания. Лучший вариант осуществления изобретения Представленное на фиг. 1 устройство для газлифтной добычи нефти содержит газовую скважину 1, насосно-компрессорную трубу 2,размещенную в газовой скважине, выход которой соединен со входным термостатом 3, внутри которого расположен фрагмент газопровода 4 с установленными на нем датчиками температуры газа 5 и давления газа 6, управляемым клапаном отсечки газа 7 и датчиком температуры газопровода 8. Датчики температуры газа 5, давления газа 6, температуры газопровода 8 и температуры входного термостата 9 соединены с измерительными входами контроллера 10, а вход управления клапана отсечки газа 7 подключен к управляющему выходу контроллера 10. Входной термостат 3 соединен с газопроводом 11, на котором размещены нагреватель 12 и теплоизоляция 13. Нагреватель 12 выполнен секционным(см. фиг. 3). Каждая секция 14 нагревателя 12 выполнена в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода 11 с образованием теплового контакта, и распределена вдоль его длины. При этом все секции 14 подключены к многоканальному выходу источника электропитания 15 с регулируемой выходной мощностью,управляемой напряжением с управляющего выхода контроллера 10. Выходной конец газопровода 11 соединен с выходным термостатом 16,датчик температуры 17 которого подключен к измерительному входу контроллера 10, а его вход управления подключен к управляющему 6 выходу контроллера 10. Внутри термостата 16 расположен фрагмент газопровода 18 с установленными на нем датчиками температуры газа 19 и 20, датчиками давления газа 21 и 22, измерителем расхода газа 23 (все датчики и измеритель расхода газа подключены к измерительным входам контроллера 10), а также регулятором расхода газа 24, управляющий вход которого подключен к управляющему выходу контроллера 10. Выходной термостат 16 соединен с нефтяной скважиной 25, а ее лифтовая труба 26 соединена через измеритель расхода флюида 27 с выкидной линией 28. Представленный на фиг. 2 контроллер 10 состоит из микропроцессора 29, постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) 30, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 31, устройства ввода-вывода 32, аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 33, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП) 34 и выходных ключей 35, соединенных между собой посредством системной шины 36. С устройством ввода-вывода 32 соединены клавиатура 37 и индикатор 38. На фиг. 4 приведены зависимости необходимой мощности нагревателя для различных расходов газа через газопровод при постоянном значении перепада давления (температуры) на устройстве регулирования расхода газа и включают график 39 (для расхода газа V), график 40(для расхода газа 0,5 V) и график 41 (для расхода газа 0,25 V). Представленный на фиг. 5 многоканальный источник электропитания 15 состоит из многофазной сети переменного напряжения 42,к выходу которой подключены силовые ключи 43, управляемые коммутатором 44 с выхода контроллера 10. Выходы силовых ключей 43 через управляемые тиристорные ключи 45 соединены с секциями 14 нагревателя 12, а входы тиристорных ключей 45 подключены к выходу контроллера 10 через схему развязки (оптронные ключи) 46. Устройство работает следующим образом. В исходном состоянии управляемый клапан отсечки газа 7 закрыт, клапан регулятора расхода 24 закрыт, нагреватель трубы 12 отключен. В контроллер 10 поступают сигналы с датчиков температуры 5 и давления газа 6 на выходе газовой скважины 1, датчика температуры газопровода 11, датчика температуры газа в трубе 23, датчика давления газа 22 нефтяной скважины 25. На основании указанных исходных данных контроллер 10 осуществляет расчет максимально возможного перепада давления и температуры на регуляторе расхода газа 24 на момент запуска скважины 25. Далее по команде контроллера 10, поступившей на управляющий вход клапана отсечки газа 7, его клапан открывается, и одновременно включается нагреватель 12 (все его секции 14) на максимальную мощность источника питания 15. Газопровод 11 при максимальной мощности нагревателя 12 быстро 7 прогревается при нулевом расходе газа до максимального значения, например 75 С, что фиксируется контроллером 10 на основании сигнала с датчика температуры газопровода 8. После этого контроллер 10 подает команду на управляющий вход регулятора расхода газа 24, приоткрывается его клапан и газ начинает поступать в нефтяную скважину 25. При этом процесс непрерывно контролируется: расход - измерителем расхода газа 19; перепад давления на регуляторе расхода газа 24 - датчиками давления 21 и 22; изменение температур газа и газопровода - датчиками температуры 5, 23, 20 и 8. Температура газа и газопровода 11 в контрольных точках должна быть в пределах, заданных уставками технологической карты управления скважиной и хранящихся в ПЗУ 30 контроллера 10. После достижения требуемого рабочего значения расхода газа устройство переходит в режим поддержания рабочего расхода газа. Контроллер 10 по показаниям датчиков температуры 5, 23, 20, 8 и датчиков давления 6, 21, 22, а также измерителя расхода газа 19 производит расчет необходимой для поддержания расчетных значений температур газа и газопровода мощности нагревателя и дает команду на источник электропитания 15 на ступенчатое уменьшение мощности нагревателя 12 путем отключения ряда его секций 14 (отключение секций 14 производится коммутатором 44) с последующим их плавным регулированием (напряжение управления с контроллера 10 через схему развязки 46 и управляемые тиристорные ключи 45 изменяет напряжение питание секций 14),либо в случае необходимости плавным регулированием всех секций 14 нагревателя 12 без их отключения. Устройство перешло в режим автоматического регулирования температур газа и газопровода, используя в качестве сигналов обратной связи текущие значения параметров газа,поступающие с датчиков температуры, давления и измерителя расхода газа. При этом в случае изменения какого-либо из указанных параметров, например начальной температуры газа из газовой скважины 1, контроллер 10 выдает команду на изменение мощности нагревателя 12. При переходе устройства газлифтной добычи нефти в режим самонастройки на оптимальный режим добычи, когда по заданной программе меняется расход газа от текущего значения до минимального, а затем до максимального с определением максимального дебита скважины, контролируемого с помощью измерителя расхода флюида 27, контроллер 10 обеспечивает следующий режим поддержания температуры газопровода и газа в нем:- при повышении температуры газа за регулятором расхода 24 (датчик температуры 20) снижается мощность нагревателя 12 с учетом скорости роста перепада давления на клапане регулятора расхода 24;- при понижении температуры газа за регулятором расхода 24 до расчетной повышается мощность нагревателя 12 с учетом скорости снижения или роста перепада давления на клапане регулятора расхода 24, при этом мощность может регулироваться как ступенчато, так и плавно. После самонастройки устройство переходит на новый режим расхода газа, соответствующий оптимальной добыче флюида в изменившихся условиях (изменение производительности пласта флюида, изменение давления газовой скважины, изменение начальной температуры газа газовой скважины). Контроллер 10 при этом обеспечивает режим поддержания расчетных значений температур газопровода и газа в нем аналогично описанному выше. Во всем рабочем диапазоне температур окружающего воздуха (от -55 до 50 С) все датчики температуры, давления, измеритель и регулятор расхода газа, устройство отсечки газа работают в диапазоне температур от 5 до 35 С,что обеспечивается входным 3 и выходным 16 термостатами, поддержание температуры которых производится контроллером 10 на основании данных с датчиков их температур 9 и 17. Таким образом за счет оперативного регулирования мощности, подаваемой на нагреватель 12, температуру на внутренней поверхности газопровода 11, а значит и в пограничном слое протекающего по ней газа, поддерживают на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент используемого природного газа и обеспечивают необходимое для текущего значения расхода газа превышение его температуры перед регулятором расхода газа 24. Это превышение температуры компенсирует падение температуры газа при его дросселировании и исключает процесс гидратообразования на выходе устройства 24. Техническая применимость Ниже приведены технические характеристики газлифтной скважины, на которой используются заявляемые способ и устройство: диапазон рабочих расходов лифтового газа,м 3/сутки - (30000 - 120000); максимальный дебит флюида, т/сутки - 480; максимальное давление лифтового газа,МПа-14; среднее давление лифтового газа, МПа 11, 25; начальная температура лифтового газа, С-12; состав лифтового газа, %-мольный - 99 метан; плотность метана, кг/м 3 - 0,71; влагосодержание лифтового газа, кг/1000 м 31,4; удельная теплоемкость метана (при среднем давлении 12 МПа), Кдж/кгС - 3,0; минимальная температура окружающего воздуха, С - (-55); максимальный рабочий перепад давления на регулирующем устройстве, МПа-3; 9 наружный диаметр газопровода, мм - 85; внутренний диаметр газопровода, мм - 77; материал газопровода - сталь; в качестве клапана отсечки газа использован шаровой клапан типа МА 39024-080 (Германия); в качестве регулятора расхода газа использовано устройство типа С 1-86 VEGYEPSZEK(Венгрия); в качестве датчиков температуры применены термопреобразователи сопротивления типа ТСМУ 9701 (Россия); в качестве датчиков давления применены датчики типа ПТ-3 (Россия); в качестве измерителя расхода газа использован диафрагменный расходомер на основе сужающего устройства с прибором типа ПТ 3 РД (Россия); в качестве контроллера использован контроллер Allen-Bradley фирмы Rockwell Automation (США); в качестве нагревателей использованы гибкие нагреватели Auto-Trace фирмы Raychem(США). Для метана, составляющего основу лифтового газа, температура гидратообразования при 14 МПа равна 20 С. Максимальный рабочий перепад температуры на регулирующем устройстве при максимальном рабочем перепаде давления в 3 МПа составляет около 30 С. Значит температуру газопровода на всем его протяжении поддерживают на уровне Т 20 С, а температуру газа перед регулирующим расход устройством поддерживают на уровне Т 50 С. Заданные параметры температур лифтового газа в газопроводе автоматически поддерживаются микропроцессорным устройством управления,которое преобразует в цифровую форму аналоговые сигналы первичных датчиков температуры, давления, расхода газа, производит необходимые вычисления, сравнивает значения параметров с уставками, заданными технологической картой управления скважиной, вырабатывает сигналы управления регулятором расхода газа и регулятором мощности источника питания нагревателя газопровода в соответствии с заданным программой алгоритмом управления,Этот пример убедительно демонстрирует преимущество данного изобретения по сравнению с прототипом. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий подачу в нефтяную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу с регулирующим расход газа устройством, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида с определением оптималь 002678 10 ного режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа, отличающийся тем, что в качестве источника газа используют газовую скважину, при этом дополнительно измеряют температуру газа в газопроводе, поддерживают температуру внутренней поверхности газопровода на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент газовой среды газовой скважины в рабочем диапазоне параметров газа, а температуру газа перед регулирующим расход газа устройством поддерживают на уровне Т(T1 + t),гдеT1 - наибольшая температура гидратообразования компоненты из состава газовой среды газовой скважины,t - перепад температуры газа на устройстве регулирования расхода. 2. Устройство для эксплуатации газлифтной скважины, включающее источник газа высокого давления, соединенный газопроводом через регулятор расхода газа с нефтяной скважиной, измеритель расхода флюида, установленный на выходе нефтяной скважины, устройство управления, первый измерительный вход которого соединен с выходом измерителя расхода газа, установленного в газопроводе, второй измерительный вход соединен с выходом измерителя расхода флюида, а его первый управляющий выход подключен ко входу регулятора расхода газа, отличающееся тем, что в качестве источника газа высокого давления использована газовая скважина с управляемым клапаном отсечки газа, управляющий вход которого подключен ко второму управляющему выходу устройства управления, а выход клапана отсечки газа соединен с газопроводом, который снабжен распределенным по всей длине нагревателем,подключенным к выходу источника электропитания, и теплоизолятором, расположенным поверх нагревателя, причем на входе газопровода установлен датчик температуры газопровода,подключенный к третьему измерительному входу устройства управления, при этом перед клапаном отсечки газа установлены первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, выходы которых подключены к четвертому и пятому измерительным входам устройства управления, а перед регулятором расхода газа и за ним установлены второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, выходы которых подключены соответственно к шестому, седьмому, восьмому и девятому измерительным входам устройства управления. 3. Устройство по п.2, отличающееся тем,что источник электропитания выполнен с возможностью регулирования выходной мощности,а его управляющий вход подключен к третьему управляющему выходу устройства управления. 4. Устройство по п.3, отличающееся тем,что источник электропитания выполнен с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнен секционным, при этом секции нагревателя распределены вдоль длины газопровода и подключены к многоканальному выходу источника электропитания. 5. Устройство по п.4, отличающееся тем,что каждая секция нагревателя выполнена в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода и образующей с ним тепловой контакт. 6. Устройство по п.2, отличающееся тем,что первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, управляемый клапан отсечки газа, а также датчик температуры трубы объединены в конструктивный модуль, выполненный в виде входного термостата, датчик 12 температуры которого соединен с десятым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключен к четвертому управляющему выходу устройства управления. 7. Устройство по п.2, отличающееся тем,что второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, измеритель и регулятор расхода газа объединены в конструктивный модуль, выполненный в виде выходного термостата газопровода, датчик температуры которого соединен с одиннадцатым измерительным входом устройства управления,а управляющий вход термостата подключен к пятому управляющему выходу устройства управления.