Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 150

реальном времени дебит скважины и рабочие давления в непре­рывном автоматическом режиме. Скважины должны оборудо­ваться индивидуальными средствами контроля их работы. Для из­мерения дебитов скважин предлагается использовать устьевые из­мерительные технологические комплексы "Пингвин", в которых в качестве сужающего устройства расходоизмерительного блока применена труба Вентури, не ограничивающая рабочий дебит скважин. Система осушки газа перед измерительными прибора­ми и теплоизолированный контейнер, обогреваемый естествен­ным теплом газа, поступающего из скважины, обеспечивают ра­ботоспособность комплекса в условиях отрицательных темпера­тур окружающего воздуха Крайнего Севера. Устьевые измери­тельные технологические комплексы "Пингвин" приспособлены для использования со всеми существующими средствами теле­измерения отечественных и зарубежных изготовителей [2]. ВНИИ-газом совместно ЗАО "Совтигаз" и газодобывающими предпри­ятиями разрабатываются технологии и оборудование для контроль­но-информационного и методического обеспечения разработки ме­сторождения, проведения исследования скважин на эксплуатаци­онных режимах с использованием автоматизированных комплек­сов: измерительный технологический комплекс "Пингвин", кон­трольно-диагностические комплексы (мобильные) на базе элек­тронных компонентов расходоизмерительного комплекса "Супер-флоу" и "Флоком" в комплектации КДК-2. Наиболее совместимы­ми, с точки зрения информативности, с указанными комплексами являются измерители: автономный манометр-термометр АМТ-07 и манометр-термометр универсальный МТУ (г. Уфа).

В настоящее время определение дебитов большинства экс­плуатационных скважин, размещаемых кустами, на месторожде­ниях севера тюменской области осуществляется расчетным путем с использованием величин фильтрационных коэффициентов, уста­новленных по результатам газодинамических исследований сква­жин, и измеренных отборов газа с УКПГ. Получаемая информация не может использоваться для анализа режимов работы скважин и учета влияния жидкости (воды) на режим их эксплуатации, что особенно важно в период падающей добычи. Сопоставление деби­тов скважин сеноманских залежей, рассчитанных по известным фильтрационным коэффициентам с фактическими замерами деби-

143


тов на сужающих устройствах, выполненное на месторождениях ООО "Ноябрьскгаздобыча" (Вынгапуровском, Комсомольском и Западно-Таркосальском), показывает, что разница между ними со­ставляет от 7 до 156 %, как в большую, так и в меньшую сторону.

Для эксплуатации скважин возможно применение техноло­гий, различающихся характером движения продукции от забоя к устью скважины:

одним общим потоком, по одному каналу - лифтовой ко­лонне (СЦ-Д./Дз);

двумя разделенными потоками, по двум каналам: малой лифтовой колонне и кольцевому каналу, образованному между малой и основной лифтовой колонной (СЦ-Д1/Д2/Д3).

Эксплуатация скважины одновременно по лифтовой колон­не Ду= 73 мм и кольцевому межтрубному каналу между ко­лоннами Дз (Ду=73) и Дг (Ду=168 мм) может осуществляться без ограничения отбора по кольцевому каналу или с ограничением отбора по кольцевому каналу с использованием штуцеров с ре­гулируемым проходным сечением вручную или с использовани­ем автоматического контрольно-управляющего комплекса (газо­пневматического) типа "Ласточка" [1]. Трубы, используемые в скважинах, должны выбираться по соответствующим ГОСТам. Технологическим критерием выбора диаметра труб является от­ношение (Офаю/ОбазХ фактического или планируемого дебита газа скважины (Офакт, (2план) к базовому дебиту (СЬазХ величина которо­го зависит от давления и температуры [1]. При использовании технологии подъема жидкости только за счет поддержания ско­рости газа больше скорости, необходимой для выноса жидко­сти, ЭТО ОТНОШеНИе ДОЛЖНО быТЬ боЛЬШе еДИНИЦЫ (0факг/'О_баз ^ 1Д)При использовании технологии подъема жидкости с использо­ванием "летающих клапанов" отношение должно быть в диапазоне 0,1-1,5 (0,1<дфак1УОбаз<1,5).