Проблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса: Материалы научно-технической конференции, страница 3

Повысить надежность эксплуатации электронного контрол­лера и устранить самопроизвольные изменения в программе его работы (п. 4 таблицы) удалось в результате совершенствования систем терморегуляции шкафа управления и электропитания. Для каждого контроллера напряжение сейчас может быть подано от двух независимых источников. Основное время электроэнергия поступает через выпрямитель от сети переменного тока, а при ава­рийных отключениях - автоматически от аккумуляторов.

В начале внедрения плунжерного лифта на Уренгойском ме­сторождении применялась стандартная технология, которая преду­сматривала использование в качестве рабочего только собственный

10

газ скважины. Из первых четырех установок лишь одна оказалась способной работать таким образом. Причина - недостаточный газо­вый фактор пластового флюида в забойных условиях, величина которого составляет 200-220 м³/т вместо необходимых 1200-1500 м³/т для работы скважины с плунжером [1]. Выход был най­ден в дополнительной подаче газлифтного газа через штуцер в за-трубное пространство. Но при этом возникла проблема гидрато-образования в узле штуцирования газа. Кроме этого, излишнее противодавление на пласт ухудшало условия притока.

Для устранения отказов по п. 5 (см. табл.) была разработана и внедрена регулируемая по времени автоматическая дозированная подача рабочего газа. Ключевым моментом такой технологии стало условие - нагнетать газа ровно столько, сколько необходимо для работы плунжерного лифта. При этом потребовалась установка второго клапана-отсекателя с контроллером на линии газлифтного газа непосредственно перед вводом его в скважину.

В результате только за счет устойчивой подачи газа в затруб-ное пространство депрессию на пласт удалось увеличить на 0,8-1,1 МПа, и давление в затрубном пространстве в конце закрытого периода теперь, как правило, не превышает 6,2-6,7 МПа. Стабили­зация работы скважин благоприятно отразилась и на увеличении интервала времени между тепловыми обработками. Безостановоч­ная работа, например, скв. 20376 достигла 45 сут.

Эффективность плунжерного лифта на нефтяных скважинах Уренгойского месторождения может быть существенно повышена, если исключить посадки плунжера в парафиногидратных отложе­ниях. Перспективным направлением в решении этой задачи являет­ся разработка и внедрение плунжера с переменным наружным диа­метром. Работа по удалению отложений таким плунжером совер­шается только при подъеме, когда его движущей силой является большой перепад давления. Сконструированный и изготовленный в ООО "Уренгойгазпром" опытный образец плунжера имеет наруж­ный диаметр 52 мм на спуске и 59 мм при подъеме. Он безостано­вочно проработал в скв. 20234 на протяжении 37 сут в условиях, где для плунжера Ижевского механического завода требовалось проведение тепловых обработок через каждые 10-12 сут.

Представляет интерес изучение зарубежного опыта примене­ния искусственного подъемника для удаления жидкости из газовых

11

скважин. Технико-экономические показатели для 130 скважин глу­биной 2040-3200 м, переведенных на работу плунжерным лифтом в небольшом графстве Ochiltree в Северном Техасе, приводятся в [2].

Промысловой практикой были выработаны критерии, позво­ляющие достаточно точно определить начало нестабильной работы скважин по причине скопления жидкости на забое. В [3] приводят­ся результаты расчетов по различным физическим моделям для прогнозирования минимального дебита, при котором жидкость по­стоянно выносится из скважины. Можно сделать вывод, что ка­пельная теория более четко обозначает граничную величину расхо­да газа. Рассматривались скважины, дебит которых был не менее 30 тыс. м7сут при устьевом давлении более 7,0 МПа. Для удаления жидкой фазы с забоя по колонне НКТ диаметром 73 мм скорость по­тока должна составлять порядка 1,6-1,7 м/с. При этом величина га­зожидкостного отношения, абсолютная температура и плотность газа на процесс выноса жидкости не оказывают существенного влияния.