CC BY
69ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.279
Г.Ю. Коловертнов, д.т.н., старший научный сотрудник, Научный центр нелинейной волновой механики и технологии Российской академии наук (НЦ НВМТРАН) (Москва, Россия), e-mail: gk34@yandex.ru; А.Н. Краснов, к.т.н., доцент кафедры «Автоматизация технологических процессов и производств» (АТПП), Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Башкортостан, Россия), e-mail: ufa-znanie@mail.ru; Ю.С. Кузнецов, д.т.н., профессор, заместитель директора по научной работе, Научный центр нелинейной волновой механики и технологии Российской академии наук (НЦ НВМТ РАН) (Москва, Россия), e-mail: sultanov.d.r@yandex.ru; М.Ю. Прахова, доцент кафедры АТПП, Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Башкортостан, Россия), e-mail: prakhovamarina@yandex.ru; С.Н. Федоров, старший преподаватель кафедры АТПП, Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Башкортостан, Россия), e-mail: fsn1976@ya.ru; Е.А. Хорошавина, к.т.н., старший преподаватель кафедры АТПП, Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Башкортостан, Россия), e-mail: monkeies@rambler.ru
Автоматизация процесса удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов
В качестве одной из основных проблем, возникающих при добыче газа на крупнейших месторождениях Западной Сибири, вступающих в завершающий этап разработки, можно отметить значительное уменьшение пластового давления и, как следствие, обводнение призабойной зоны добывающих скважин пластовой водой. Это вызывает уменьшение дебита газовой скважины и может привести к ее самозадавливанию. Скопление же жидкости в шлейфах в зимний период вызывает образование ледяных пробок и резкое увеличение сопротивления шлейфа. Наиболее распространенным методом удаления жидкости из скважин и шлейфов на сегодняшний день является продувка скважин, шлейфов и коллекторов на факел. Это приводит к неоправданно высоким потерям газа, ухудшению экономических и экологических показателей промысла. Экспериментальное исследование куста газовых скважин «Газпром добыча Уренгой» показало характер изменения основных технологических параметров скважины и шлейфа при возникновении обводненности. На базе этих исследований предложена автоматическая система удаления жидкости и ледяных пробок, которая обеспечивает раннее диагностирование накопления жидкости в какой-либо точке газосборной сети или на забоях скважин. Диагностирование осуществляется на основе непрерывного мониторинга перепада давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и зданиями переключающей арматуры (ЗПА), а также между контрольными точками коллектора. Последующее удаление жидкости производится системой автоматически и лишь с тех участков, где это необходимо, без нарушения технологического режима работы промысла. Система позволяет удалять жидкость с забоев самозадавливающихся скважин и исключает вероятность того, что жидкость останется в скважине. Тем самым решается задача обеспечения бесперебойной работы промысла до определенных проектом значений устьевых давлений без изменения технологии добычи. Происходит повышение надежности эксплуатации промысла.
Ключевые слова: обводненность газовой скважины, удаление жидкости из скважины и шлейфа, продувка на факел, ледяные пробки в шлейфах, самозадавливание скважины.
G.Yu. Kolovertnov, Research Center for Nonlinear Wave Mechanics and Technology of the Russian Academy of Sciences (NTs NVMT RAN) (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Senior Research Associate, e-mail: gk34@yandex.ru; A.N. Krasnov, Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia), Candidate of Science (Engineering), Associate Professor of the Technological Processes and Production Automation Department, e-mail: ufa-znanie@mail.ru; Yu.S. Kuznetsov, Nonlinear Wave Mechanics and Technology of the Russian Academy of Sciences (NTs NVMT RAN) (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor, Deputy Director for Scientific Work Research Center, e-mail: sultanov.d.r@yandex.ru; M.Yu. Prakhova, Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia), Associate Professor of the Technological Processes and Production Automation Department, e-mail: prakhovamarina@yandex.ru; S.N. Fedorov, Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia), Senior Teacher of the Technological Processes and Production Automation Department, e-mail: fsn1976@ya.ru; Ye.A. Khoroshavina, Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia), Candidate of Science (Engineering), Senior Teacher of the Technological Processes and Production Automation Department, e-mail: monkeies@rambler.ru
Automation of the process of liquid removal from gas wells and lines
70
№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Many of the largest gas fields of Western Siberia are entering in the stage of completing the development. As one of the major problems encountered in gas production of such gas fields we can note a significant reduction in reservoir pressure. As a consequence, it leads to watering the bottom hole zone of wells by formation water. This causes a decrease in gas flow rate and can result in shut of a well. The accumulation of fluid in the loops in the winter causes the formation of ice caps and the rapid increase in resistance of the loop. The most common method of removing liquid from the wells and the loops today is blowing wells, loops and collectors on the torch. This leads to unnecessarily high loss of gas, worsens the economic and environmental performance of the gas field. Experimental study of gas well cluster in Urengoy gas field shows the variation of the basic technological parameters of wells and loops in the event of watering. On the basis of these studies we suggest automatic system for removing liquid and ice caps, which provides early detection of fluid accumulation in any point of the gas collection network or on the bottom of the hole. Diagnosis is based on the continuous monitoring of the delta pressure between the wellhead and cluster collector, cluster collector and switching valves building, and between reference points of cluster collector. Subsequent removal of the liquid is made automatically by the system, and only in those areas where it is needed, without disrupting the process mode of gas field. The system allows to remove liquid from the bottom of shut wells and eliminates the possibility that the liquid remains in the wellbore. It performs to ensure the smooth operation of until the project certain values wellhead pressures without changing production technology. There is increasing the reliability of operation of the gas field also.
Keywords: watering gas wells, the removal of fluid from the wells and the loops, blowing on the torch, ice caps in the loops, shut well.
В настоящее время многие крупнейшие газовые месторождения (ГМ), расположенные в Ямало-Ненецком автономном округе, такие, как, например, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, вступают в завершающий этап разработки. Наиболее характерной чертой этого этапа является значительное уменьшение пластового давления и, как следствие, снижение эффективности эксплуатации ГМ. Снижение пластового давления приводит к подъему газоводяного контакта и обводнению призабойной зоны добывающих скважин пластовой водой [1], что чревато многими неприятными последствиями.
Во-первых, по мере эксплуатации месторождения скорость движения газа и массовый расход со временем уменьшаются до критических значений, при которых поток газа не в состоянии выносить скапливающуюся жидкость, вследствие чего происходит ее периодическое накопление в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в соединительных трубопроводах (шлейфах). В летний период жидкостные пробки, образующиеся в шлейфах, сами по себе не оказывают существенного влияния на их работу, а также на работу скважин, но в зимний
период при промерзании грунтов происходит замерзание этих пробок, скапливающихся в пониженных участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа и возрастанию устьевого давления. При достаточной производительности скважин, которые могут работать при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оставаться в равновесном состоянии, лишь частично перекрывая сечение. Однако при ограничении дебита по геолого-технологическим причинам увеличение сопротивления шлейфа и вызванное этим повышение устьевого давления вызывает самозадавливание скважин и их полную остановку. Во-вторых, обводнение призабойной зоны пласта (ПЗП) провоцирует интенсификацию выноса песка из пласта в ствол скважины и разрушение ПЗП. Несмотря на отсутствие единой теории, объясняющей взаимосвязь между прорывом воды и разрушением пласта в призабойной зоне [2], разрушительные последствия значительного пескопро-явления не оспариваются никем. Песок, попадая в скважинное оборудование, начинает накапливаться там, образуя песчаную пробку. Если же скорость
подъема газа достаточна для подъема песка на поверхность, он вызывает повышенный абразивный износ промыслового оборудования. Поэтому своевременное удаление скопившейся жидкости из газовых скважин является очень актуальной задачей. Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами [3]. Все перечисленные методы требуют оснащения скважины дополнительным оборудованием.
До настоящего момента основным способом периодического удаления жидкости со скважин и шлейфов является удаление скопившейся жидкости путем продувки скважин и соединительных трубопроводов (шлейфов, коллекторов) на факел [4]. Самый существенный недостаток этого способа - безвозвратная потеря значительного количества
Ссылка для цитирования (for references):
Коловертнов Г.Ю., Краснов А.Н., Кузнецов Ю.С., Прахова М.Ю., Федоров С.Н., Хорошавина Е.А. Автоматизация процесса удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 70-76.
Kolovertnov G.Yu., Krasnov A.N., Kuznetsov Yu.S., Prakhova M.Yu., Fedorov S.N., Khoroshavina Ye.A. Automation of the process of liquid removal from gas wells and lines (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 9. P. 70-76.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
скважина №5101
I
I КУСТ СКВАЖИН № 501
I___________
Рис. 1. Экспериментальное определение влияния сопротивления шлейфа Fig. 1. Experimental determination of the line resistance influence
газа, что ухудшает экономические показатели работы газового промысла и экологическую обстановку. Помимо потерь газа, этот способ невозможно применять постоянно и при большом количестве точек, требующих одновременной продувки.
Анализ публикаций в научно-технических журналах и патентов показывает, что многие исследователи пытаются по-новому решить задачу своевременного удаления жидкости из скважины. Например, в [5] предлагается периодически удалять жидкость с забоя скважины добываемым газом путем продувки шлейфов через газовый эжектор. Каждую скважину периодически подключают к камере смешения эжектора, на вход которого подается высоконапорный газ с дожимной ком-
прессной станции (ДКС). Смешанный поток направляется снова на вход ДКС. Период продувки каждой скважины определяется косвенным путем, по стабилизации температуры в ней. Способ фактически подразумевает прогрев шлейфов и скважин путем закачки осушенного газа высокого давления с газового промысла через шлейф в пласт с одновременной подачей распыленного метанола (через эжектор). Сведения о практическом опыте использования этого способа отсутствуют, но можно предположить наличие нескольких отрицательных моментов. Во-первых, требуется большой объем газа. Во-вторых, и это гораздо существеннее, скопившаяся в шлейфе жидкость не удаляется из системы и попадает обратно в пласт, что впоследствии
опять приведет к образованию пробок и задавливанию скважин. Еще один вариант периодического удаления жидкости из скважины был использован на месторождении «Медвежье» [6]. Там осуществляли кратковременное прекращение добычи газа на промысле (на 10 минут) посредством переключения ДКС на холостой ход («разгрузка на кольцо»), а затем снова включали ее в штатный режим работы, подавая добываемый газ в магистральный газопровод. Механизм удаления жидкости заключается в том, что за период остановки промысла в соединительных трубопроводах жидкостные пробки образуются на пониженных участках трассы, а жидкость в стволах скважин скапливается на забое, частично поглощаясь в пласт. Последующее достаточно быстрое переключение ДКС на работу в газопровод приводит к выносу(удалению) жидкой фазы из скважин и соединительных трубопроводов и, тем самым, уменьшению гидравлического сопротивления системы сбора газа.
Несмотря на то что использование этого способа позволяет существенно увеличить прирост добычи при неизменных параметрах работы ДКС и технологического оборудования УКПГ [5], явные недостатки налицо. Во-первых, требуется кратковременная полная остановка ДКС с последующим резким запуском на полную мощность. В настоящее время на месторождениях, находящихся на завершающем этапе эксплуатации, производится объединение газовых промыслов, при котором газ с одних ГП окончательно комприми-руется на других. В этом случае даже кратковременная остановка одного ГП может привести к остановке всего узла. Во-вторых, удаления жидкости с забоев скважин не происходит. В-третьих, остановки шлейфов и скважин в зимний период чреваты замерзанием жидкости, скопившейся в шлейфах. Надо сказать, что сами шлейфы не представляют сколько-нибудь значительного сопротивления течению газа. Это подтверждается расчетами и экспериментальными замерами давлений по длине шлейфа от устья скважин до ЗПА, проведенными в рамках НИР
72
№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Рис. 2. Расчетный перепад давлений по шлейфу куста сеноманских скважин № 510 «ГДУ»
в зависимости от расхода и величины статического давления
Fig. 2. Design pressure difference in the line of Cenomanian well pad No. 510
Устьевая температур скв № 5101 _Устьевое давление скв. .V 5101
ТевдератураЭПАЛ^ЯО - Давление ЗПА№ 510
Рис. 3. Графики изменений давлений и температуры на устье скважины 5101 и на входе в ЗПА Fig. 3. The graph of pressure and temperature variances at the well head 5101 and at the valve station inlet
«Разработка инновационной технологии утилизации газа при продувках и исследованиях скважин», выполненной ООО «Научно-производственный центр «Знание» в рамках научного сотрудничества с ООО «Газпром добыча Уренгой», в 2013-2014 гг. Измерения проводились посредством системы телеметрии РТП-4 на кусте сеноманских скважин № 510 «ГДУ» (скважины № 5101, 5102, 5103). Схема проведения эксперимента показана на рисунке 1.
На рисунке 2 показан расчетный перепад давлений по шлейфу этого куста в зависимости от расхода и величины статического давления, а на рисунке 3 -графики изменений устьевых давлений и температур. Верхние два графика -давление на устье скважины 5101 и на входе в ЗПА шлейфа куста № 510, нижние - устьевая температура скважины 5101 и температура газа на входе в ЗПА. Перепад давлений «устье скважин -ЗПА» при общей длине шлейфа 3,5 км составляет 0,035-0,06 МПа (на фоне рабочего давления 1,4 МПа на входе в ЗПА). При этом 0,025-0,03 МПа падения давления приходится на участок «устье скважины - кустовой коллектор». Это объясняется избыточностью пропускной способности шлейфов на завершающем этапе эксплуатации. Диаграммы на рисунке 2,построенные в программной системе «Газконднефть», показывают, что в диапазоне расходов 2500-15000 м3 и при давлениях в шлейфах 0,8-1,6 МПа перепад давлений для любого из них не превышает 0,05 МПа (при длине шлейфа 3,5 км). Отсутствие существенного влияния жидкостных пробок на общее сопротивление шлейфа в летнее время подтверждается экспериментальными данными. Как видно по рисунку 3, при работе шлейфа до начала октября перепады давлений между устьями скважин и ЗПА незначительные и увеличиваются до сколько-нибудь различимых значений только при снижении температуры газа на входе в ЗПА до +1-2 0С. Это свидетельствует о начале отложения льда на стенках труб и сокращении проходного сечения трубопровода. В зимний период при промерзании грунтов происходит замерзание жидкостных пробок, скапливающихся в пониженных
участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа. В этих условиях при статических давлениях в шлейфах ниже 2 МПа температура гидратообразования снижается ниже 0 0С. При таком давлении в шлейфах ледяные пробки начинают образовываться раньше, чем гидратные, на которые действуют ингибиторы типа метанола. При достаточной производительности скважин, работающих даже при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оста-
ваться в равновесном состоянии,лишь частично перекрывая сечение. Однако на практике в большинстве случаев за счет увеличения сопротивления шлейфа и вызванного этим увеличения устьевого давления происходит самозадавли-вание скважин и их остановка (рис. 4). При этом продувка одних скважин, приводящая к увеличению их дебита, одновременно приводит к увеличению давления в кустовом коллекторе (за счет сопротивления пробки) и к само-задавливанию других скважин куста.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 4. Графики изменения устьевых давлений куста сеноманских скважин № 510 и давления входа ЗПА шлейфа этого куста
Fig. 4. The graph of well head pressure variances of Cenomanian well pad No. 510 and valve station inlet pressure of this pad line
Рис. 5. Схема предлагаемой автоматической системы удаления жидкости Fig. 5. The diagram of the suggested automatic liquid removal system
При продувке шлейфа и освобождении его от избытка накопившейся в пониженных участках жидкости нарастание ледяной пробки на какое-то время прекращается, что приводит к уменьшению сопротивления шлейфа и, следовательно, к снижению давления в кустовом коллекторе. Соответственно, скважины куста какой-то период работают без самозадавливания, что подтверждается графиком (рис. 4) устьевых давлений куста (ровные линии устьевых давлений в период с 20.02.2012 по 03.03.2012). Проведенные исследования позволяют сформулировать требования к опти-
мальному варианту удаления жидкости из скважины. Он должен отвечать как минимум двум условиям: во-первых, управляющее воздействие должно быть превентивным, т.е. его необходимо осуществлять до развития критических осложнений, а во-вторых, продувку надо производить только на тех скважинах и шлейфах, где существуют реальные предпосылки для их развития. На рисунке 5 показана схема предлагаемой автоматической системы удаления жидкости и ледяных пробок из скважины и шлейфов, отвечающей этим критериям.
Газ со скважин по шлейфам поступает в кустовые коллекторы, подключенные к общему коллектору здания переключающей арматуры,далее - в сепараторы цеха очистки газа (ЦОГ) и на дожим-ную компрессорную станцию (ДКС). На каждой скважине установлены преобразователи температуры и давления, включенные в систему телеметрии и позволяющие получать данные в реальном времени,например, типа РТП-04. Такие же преобразователи установлены в ряде ключевых точек: в начале шлейфа на кустовых коллекторах, на входе в ЗПА и на пониженных участках шлейфа, где может скапливаться жидкость. Эти контрольные точки определяют индивидуально для каждого месторождения в зависимости от рельефа местности, технологической схемы ГП и других факторов. На входе в ЗПА на каждом кустовом коллекторе установлены автоматические регуляторы. С помощью преобразователей РТП-4 (или любых других) измеряются значения перепада давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и ЗПА, а также между контролируемыми точками шлейфа. Результаты измерений позволяют вести непрерывный мониторинг состояния как отдельных скважин, так и шлейфов:
• по перепаду давлений «устье скважины - кустовой коллектор» можно качественно судить об изменении расхода газа со скважин, т.е. оценивать степень ее обводненности;
• перепад давлений «кустовой коллектор - ЗПА» позволяет судить об изменении сопротивления шлейфа и диагностировать начало формирования ледяных или гидратных пробок в шлейфе;
• перепады давлений между контролируемыми точками шлейфа позволяют судить о месте возникновения пробок и контролировать их разрушение,например, под воздействием повышенного расхода.
Кроме того, преобразователи температуры и давления постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения этих параметров на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа.
74
№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 6. График изменений давлений на устье скважины № 5101, в кустовом коллекторе куста сеноманских скважин № 510, на входе ЗПА шлейфа № 510 при продувке скважины № 5101 через шлейф
Fig. 6. The graph of pressure variances at the head of well No. 5101, in the pad manifold of Cenomanian well pad No. 510, at the valve station inlet of line No. 510 when blowing well No. 5101 through the line
Удаление скопившейся воды и ледяных пробок происходит следующим образом. Если результаты измерений фиксируют увеличение гидравлического сопротивления шлейфа, что свидетельствует об образовании ледяной пробки, то за счет увеличения степени сжатия компрессора ДКС понижается давление в общем коллекторе ЗПА. На тех скважинах или в шлейфах, на участках которых требуется произвести удаление жидкости, давление на входе в ЗПА снижается до давления коллектора. Одновременно с этим за счет автоматических регуляторов ограничивается давление (на уровне рабочего) на входе в ЗПА в тех шлейфах, в которых понижение давления в данный момент не требуется. Давление в кустовом коллекторе за счет изменения степени сжатия компрессора поддерживается таким образом, чтобы устьевые давления на всех скважинах продуваемого шлейфа были не ниже минимально допустимого рабочего давления (Р » Р , .). Величина давления
* куст раб min' "
в коллекторе ЗПА поддерживается на уровне Р,ПЛ = Р , . + ДР ^ (ДР - па-
J г ЗПА раб min шлейфа *
дение давления по шлейфу).
Если в текущий момент продувке подлежат несколько шлейфов, то давление в коллекторе ЗПА определяется исходя из наименьшего допустимого рабочего давления среди кустовых коллекторов продуваемых шлейфов. В остальных шлейфах за счет регуляторов на входе в ЗПА
поддерживается либо рабочее давление (шлейфы, не требующие продувки), либо пониженное (продуваемые шлейфы). На регуляторах шлейфов поддерживается
падение давления др. рег = Рзпа - (Р. раб.|тлп + ДР. шлейфа) (для i-го шлейфа). Общий расход ГП при этом остается неизменным.
XIII Международный форум ГАЗ РОССИИ 2015
XIII international forum ^ GAS OF RUSSIA 2015
Российское Газовое Общество
8 ДЕКАБРЯ 2015 ГОДА
Москва, Кутузовский проспект, д. 2/1 Гостиница «Рэдиссон Ройал, Москва»
Программа
ПЛЕНАРНАЯ СЕССИЯ: «Газовая отрасль России: тенденции, вызовы, перспективы развития»
КРУГЛЫЕ СТОЛЫ:
• «Российский газ на Европейском рынке»
• «Российский газ на рынках АТР»
• «Развитие внутреннего рынка газа: цены, тарифы, платежная дисциплина, биржевая торговля, межтопливная конкуренция»
• «Импортозамещение в нефтегазовой отрасли»
ПАНЕЛЬНАЯ ДИСКУССИЯ: «Стратегия развития газовой отрасли. Ключевые вызовы
и развилки»
Приглашаем к участию делегатов и партнеров +7(495) 951-8435, e-mail: gr@gazo.ru www.gazo.ru
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Предлагаемая автоматическая система удаления скопившейся влаги и ледяных пробок позволяет постоянно поддерживать гидравлическое сопротивление системы добычи и сбора газа на минимальном уровне за счет периодического удаления скопившейся жидкости посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке при неизменном общем расходе ГП. В конечном итоге это приводит к возможности эксплуатации месторождения до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи. Еще одно преимущество предлагаемой системы автоматического удаления жидкости - значительное сокращение потерь газа при продувках. Оно достигается за счет того, что скапливающуюся жидкость удаляют посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке вместо продувок скважин и участков шлейфа на факел. При удалении жидкости из самоза-давливающихся скважин давление в шлейфе понижается так, чтобы снизить давление в кустовом коллекторе до значений, при которых начинается интенсивный вынос жидкости, не доходя при этом до минимально допустимых значений.
Данный процесс иллюстрируется графиком эксперимента на шлейфе, по-
нижение давления в котором моделировалось при помощи горизонтальной факельной установки (ГФУ), имитировавшей работу компрессора (рис. 6). Задавленную скважину продували через шлейф таким образом, чтобы давление в кустовом коллекторе управляемо снижалось до момента, когда посредством системы телеметрии фиксировался резкий скачок давления на ее устье, произошедший при давлении 1,32 МПа (рабочее давление в тот период составляло 1,4 МПа). Это является свидетельством того, что скважина стала выносить воду и в дальнейшем снижении давления в коллекторе нет необходимости. Такой уровень давления находится в пределах допустимых рабочих давлений скважин куста, на 0,12 МПа превышая минимальное рабочее давление. Таким образом, периодическое управляемое увеличение расхода в отдельных шлейфах позволяет на определенный период купировать нарастающие проблемы. Поскольку накопление жидкости в скважинах и шлейфах, а также образование ледяных пробок (до критической величины) носит периодический характер,то период воздействия на газосборную систему (ГСС) будет равен наименьшему периоду возникновения критических осложнений в какой-либо из проблемных точек.
ПРЕДЛОЖЕННАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ И ЛЕДЯНЫХ ПРОБОК ОБЛАДАЕТ СЛЕДУЮЩИМИ ПРЕИМУЩЕСТВАМИ:
• обеспечивает раннее диагностирование накопления жидкости в какой-либо точке ГСС или на забоях скважин;
• удаление жидкости происходит лишь с тех участков, где это необходимо, без нарушения технологического режима работы промысла;
• отсутствует вероятность того, что жидкость останется в скважинах;
• система позволяет удалять жидкость с забоев самозадавливающихся скважин;
• нет риска замерзания жидкости во время остановки промысла.
Тем самым решается задача обеспечения бесперебойной работы промысла до определенных проектом значений устьевых давлений без изменения технологии добычи. Происходит повышение надежности эксплуатации ГП за счет предупреждения аварийных ситуаций, связанных с образованием ледяных пробок, полностью перекрывающих сечение трубопроводов. Экономический эффект от внедрения данной системы определяется отсутствием потерь газа при продувках и отсутствием капитальных затрат, связанных с изменением технологии добычи.
References:
1. Ter-Sarkisov R.M. Razrabotka mestorozhdenijprirodnyh gazov [Natural gas fields development]. Moscow: Nedra, 1999.
2. Motorin D.V., Krotov P.S., Gurianov V.V. ProbLemy dobychi gaza na zavershajushhem jetape razrabotki mestorozhdenij [Problems of gas production at the final stage of fields development]. Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2011, No. 10. P. 50-53.
3. Miguel Angel. Liquid Loading Process In Gas Wells. URL http://www.ingenieriadepetroLeo.com/1iquid-Loading-process-gas-weLLs.htmL (Date of access: 20.07.2015).
4. Rassokhin G.V. Zavershajushhaja stadija razrabotkigazovyh igazokondensatnyh mestorozhdenij [The finaL stage of deveLopment of gas and gas condensate fieLds]. Moscow: Nedra, 1977.
5. Sposob udalenija zhidkosti iz gazovyh skvazhin i shlejfov [Method Liquid removaL from gas weLLs and Lines]: RF patent No. 2017941. AppLied on 19.11.1990; pubLished on 15.08.1994.
6. Sposob jekspluatacii skvazhin i sistemy sbora gaza v kompressornyj period razrabotki gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij [Method of operation of weLLs and the gas gathering system during the compressor period of deveLopment of gas and gas condensate fieLds]: RF patent No. 2346147. No. 2007122304/03; appLied on 15.06.2007; pubLished on 10.02.2009, BuL. No. 4.
Литература:
1. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.
2. Моторин Д.В., Кротов П.С., Гурьянов В.В. Проблемы добычи газа на завершающем этапе разработки месторождений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 10. С. 50-53.
3. Miguel AngeL. Liquid Loading Process In Gas WeLLs. URL http://www.ingenieriadepetroLeo.com/Liquid-Loading-process-gas-weLLs.htmL (Date of access: 20.07.2015).
4. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977.
5. Способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов: Патент РФ № 2017941. Заявл. 19.11.1990; опубл. 15.08.1994.
6. Способ эксплуатации скважин и системы сбора газа в компрессорный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Патент РФ № 2346147. № 2007122304/03; заявл. 15.06.2007; опубл. 10.02.2009, Бюл. № 4.
76
№ 9 сентябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
