Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 68

1. Первый - когда расход газа определяется по известным геометрическим размерам проточной части эжектора. Этот способ не отличается высокой точностью. Из-за недостаточной точности изготовления и обработки деталей проточной части эжектора, до-

146

пусков взаимного расположения деталей при сборке, а также в ре­зультате допущений вносимых самой методикой расчёта эжектора, погрешность определения дебита скважины может достигать 7 % по сравнению с замером при помощи ДИКТа.

2. Второй, гораздо более точный способ определения дебита скважины заключается в следующем:

вначале на одной из скважин куста проводится стандартный комплекс исследования скважины на установившихся режимах. На каждом режиме фиксируются устьевые параметры (Ру, Ту) и пара­метры на ДИКТе (Р, Т, 0 шайбы);

затем эта же скважина переключается на коллектор эжекти-рования и для тех же самых значений устьевого давления Ру сни­маются параметры газа во всасывающей линии эжектора. Таким образом производится калибровка эжектора (т.е. получение зави­симости расхода низконапорного газа Q от давления газа на всасе эжектора);

путем переключения любой скважины куста (кроме высоко­напорной) на коллектор эжектирования получаем зависимость де­бита от Ру для исследуемой скважины.

Погрешность определения дебита скважины при таком спо­собе не превышает 2 % по сравнению с ДИКТ (т.е. сопоставима с точностью исследования скважины при помощи диафрагменного измерителя критического течения). Далее по известным методикам производится расчет забойного давления и параметров пласта (при необходимости). Важно подчеркнуть, что время проведения иссле­дования скважины при помощи эжектора значительно сокращается в результате того, что отпадает необходимость в остановке скважи­ны при смене режимов. Т.е. при стандартном исследовании сква­жины на установившихся режимах перед каждым режимом требу­ется остановка скважины для проведения замены диафрагмы ДИКТа. После пуска скважины требуется определённое время для выхода на новый режим и стабилизации режима. При исследовании сква­жины на эжектор остановок скважины не требуется. Изменение ре­жима производится ступенчатым изменением расхода (степени от­крытия регулируемого штуцера в обвязке скважины). Отсутствие остановок скважины значительно сокращает время стабилизации работы скважины на новом режиме и, соответственно, общее время

147

исследования скважин куста, а также и трудоемкость проведения исследования.

Проведение исследований скважин через устьевой эжектор позволяет:

увеличить добычу газа и газового конденсата;

уменьшить загрязнение окружающей среды;

снизить трудоемкость и время проведения исследований га-зоконденсатных скважин.

О В.В.Вариченко, А.В.Кононов, К.И.Максимов

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫНГАПУРОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПЕРИОД ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Вариченко В.В., Кононов А.В., Максимов КМ. (ООО "Ноябрьскгаздобыча")

Вынгапуровский ГП введен в эксплуатацию в декабре 1978 г. Основные технические показатели промысла: фонд эксплуатацион­ных скважин проект-116, фактически - 115; в настоящее время в эксплуатации находятся 100-102 скважины; диаметр газосборных сетей - 300, 250 мм; имеется один коллектор d = 400 мм; протяжен­ность шлейфов достигает 10-12 км, УКПГ мощностью 15 млрд. м³/год, подготовка газа методом гликолевой осушки, регенерация - паро­вая.

С марта 1985 г. находится в эксплуатации ДКС, 2 цеха по 6 агрегатов ГТН-6.

В составе ДКС имеются 4 типа ЦБН: Н-6-76; Н-6-56; Н-6-41; Н-6-28; пункт сепарации газа - 6шт. П.У. Ду 2000; АВО конечное -12 секций "Хадсон"; АВО промежуточное - 16 аппаратов Таллин­ского маш. завода.

В настоящее время ДКС работает в 8 ст. сжатия, с производи­тельностью 15 млн. м³/сут.

За период разработки отобрано около 305 млрд./начальные запасы - 415 млрд. м газа, что составляет 74 % от утвержденных

148

запасов, пластовое давление снизилось со 100,8 кг/см  до 21 кг/см , входное давление снизилось до 16 атм.