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).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.