Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 86

В частности, реализация способа на одной из газовых месторож­дений позволила установить, что причиной массового нарушения герметичности скважин является потеря уплотнительных свойств лифтовых наконечников (4) без резьбовых зашелок, а не самого па­кера, как предполагалось ранее.

2.2. В ходе реализации второго способа предлагается (рис.2, по­
зиция Б):

•  установить в посадочный ниппель компенсатора (5) глухую
пробку;

•  снизить давления на отводах от трубной головки и фонтанной
елки;

•  закрыть отвод от трубной головки, оставив отвод от фонтан­
ной елки открытым с наблюдением и регистрацией восстановления
давления в межтрубном пространстве.

Если давление газа в затрубном пространстве не возрастает, то, следовательно, имелись утечки газа в резьбовых соединениях НКТ, циркуляционной муфте или уплотнениях компенсатора (5).

Если темп нарастания давления уменьшился, кроме элементов оборудования П группы, возможны пропуски газа в пакере или со­единении пакера (3) с наконечником (4) (рисЛб).

Далее рекомендуется произвести обработку и сравнительный анализ кривых восстановления давления с целью определения интен­сивности пропусков газа.

2.3. Проверка третьей группы оборудования (рис.2, позиция В).
Такая проверка герметичности пакера и наконечника НКТ (4)

возможна после установки глухой пробки в посадочный ниппель (1), если выше этого ниппеля отсутствует перфорированный патрубок.

Последовательность этих работ такая же, как и по п.2.2 (снижение давления на отводах трубной головки и фонтанной елки, закрытие отвода от трубной головки, регистрация восстановления давления в межтрубном пространстве при отводе от "елки" и т.д.).

195

Вопросы методологии и новых технологий разработки
_______________ месторождений природного газа___________

ВНИИГАЗ                                                                                  1998

Т.М.Бекиров (ВНИИГАЗ), А.Н.Дудов (ПО "Уренгопгазпром")

НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ РАЗМЕЩЕНИЯ

ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРОВ НА

УКПГ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВ

Одним из основных факторов, оказывающих серьезное влияние на технико-экономические показатели установок комплексной подго­товки газа (УКПГ), является избыточное давление газа. Под выраже­нием "избыточное давление" в данном случае подразумевается раз­ность значений давлений газа перед УКПГ (Р_вх) и рабочим давлением газопроводов (Р_г).

При снижении давления газа на выходе из установки меньше Р_вх ставится вопрос о вводе дожимной компрессорной станции (ДКС) с тем, чтобы обеспечить проектную производительность МГ и самих УКПГ. Минимальное значение Р_вх> при котором потребуется ввод ДКС, зависит от загрузки УКПГ и МГ, характеристики оборудования технологических установок и т.д.

На практике имеют место следующие случаи:

а)  снижение давления ниже Р_вх происходит с сохранением объ­
ема добычи газа на проектном уровне;

б) снижение давления газа сопровождается уменьшением объ­
ема добычи газа, однако первый параметр преобладает над вторым;

в) снижение объема добычи и входного давления газа происхо­
дит синхронно. В этом случае не возникают проблемы, связанные с
соблюдением гидравлического режима работы УКПГ; вопрос о выбо­
ре места размещения ДКС должен рассматриваться под углом обес­
печения точки росы газа по влаге.

В вариантах "а" и'"б" для обеспечения пропускной способности УКПГ потребуется размещение ДКС до установок осушки.

При размещении ДКС перед установками абсорбционной осуш­ки газа в абсорберах поддерживается оптимальный гидравлический режим, что снижает капельный унос гликоля с осушенным газом.

197