image

...

Телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин Харвутинской площади ЯНГКМ в условиях выноса песка и жидкости с использованием датчиков-сигнализаторов ДСП-А

С.В. Завьялов,
В.Д. Кушнирюк,
С.Н. Горлов (ПАО «Газпром»),
З.А. Магомедов,  
Д.М. Леднев,
С.И. Назаров,
Е.Ф. Токарев (АО «Сигма-Оптик»),
К.В. Новичков,
А.В. Тябликов (ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Введение

Интенсивная эксплуатация уникального Ямбургского НГКМ в конце прошлого столетия привела к существенному перераспределению пластового давления по УКПГ и частичному обводнению залежи (рисунок 1). При анализе работы сеноманских скважин центральных УКПГ ЯНГКМ выявлены характерные факторы, осложняющие их эксплуатацию и приводящие к снижению общей эффективности добычи газа. В основном они обусловлены наличием пластовой и конденсационной воды в газе, накоплением жидкости на забое скважин при дебите газа меньше критического, разрушением продуктивного горизонта, выносом песка, образованием глинисто-песчаных пробок, а также абразивным разрушением газопромыслового оборудования. Кроме того, образование гидратных пробок в стволе скважин и шлейфах газосборной сети выводит их из эксплуатации на длительные периоды времени. Указанные факторы предопределили необходимость использования на данном объекте средств автоматизированного контроля выноса песка и воды (ВПВ) в потоке газа на скважинах. Было принято решение об использовании акустических датчиков-сигнализаторов (ДС).

Задача по разработке отечественной аппаратуры для контроля выноса песка и капельной влаги (ВПВ) на ЯНГКМ была поставлена перед АО «Сигма-Оптик» в 2003 г. по результатам опытно-промышленной эксплуатации и межведомственных испытаний акустических датчиков-сигнализаторов ДСП-А на подземных хранилищах газа. Они рекомендованы для применения на предприятиях ПАО «Газпром» и занесены в единый отраслевой справочник материально-технических ресурсов. Первые поставки ДС модификации ДСП-АК на сеноманские скважины  ООО «Газпром добыча Ямбург» были произведены в 2005 г. по заказу НПФ «Вымпел» для использования в составе телеметрической системы контроля режимов работы кустов газовых скважин. По результатам эксплуатации ДСП-АК была разработана новая модификация энергосберегающих ДС ДСП-АКЭ, которыми оснащаются скважины Харвутинской площади ЯНГКМ для осуществления мониторинга ВПВ в потоке газа [1, 2]. К настоящему времени с 2008 г. на данном объекте эксплуатируются более 300 единиц ДС в модификации ДСП-АКЭ.

Анализ тенденции изменения давления по всей площади ЯНГКМ показал, что наиболее низкое его падение отмечается по центральным УКПГ. Это подтверждается уровнем газоводяного контакта (рисунок 1). Установка датчиков сигнализаторов капельной влаги и твердых включений (ДСП-АКЭ) на анерьяхинском и харвутинском участках произведена с целью контроля выноса жидкости и песка в потоке газа на более ранних этапах эксплуатации скважин, а также для предупреждения выше указанных негативных факторов. Постоянный  телеметрический мониторинг показаний датчиков позволяет своевременно корректировать режимы эксплуатации газовых скважин.

В таблице 1 представлено количество скважин по УКПГ с песка в 2016г. зафиксированными выносом по данным ГДИ, проведенных с помощью коллектора «Надым-1».

Таблица 1. Статистические данные наблюдений пескопроявлений по сеноманским скважинам ЯНГКМ.

Скважины с пескопроявлениями по состоянию на 01.07.2016 (Сеноман ЯНГКМ)

УКПГ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

кол.скв. с выносом песка

2  (21)

1 (3)

0 (5)

2 (5)

2 (9)

0 (10)

1 (8)

3 (14)

4 (31)

2 (5)

 

Данные по количеству скважин с пескопроявлениями отмеченных ранее по различным УКПГ отмечены в скобках. Следует отметить, что исследования при помощи коллектора «Надым-1» за 9 месяцев 2016 года проведены на проблемных скважинах в соответствии с планом работ геологической службы и службы добычи газа.

1.jpg

Рисунок 1. Степень обводненности различных участков ЯНГКМ.

 

Мониторинг режимов эксплуатации скважин

В современных условиях телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин приобретает все большее значение. Наиболее эффективно система АСУ ТП применяется на Харвутинской площади ЯНГКМ. Целью настоящего мониторинга является контроль за состоянием пласта - коллектора в процессе эксплуатации месторождения. Использование датчиков-сигнализаторов ДСП-АКЭ [1], входящих в систему телемеханики кустов газовых скважин [2], осуществляется для определения начальных уровней ВПВ, количества твердых и жидких примесей в потоке газа работающих скважин до их обводнения. Результаты мониторинга позволяют отслеживать текущее состояние газовых скважин, поддерживая эффективный технологический режим их эксплуатации. В работе [2] приведена методика автоматизированного контроля ВПВ. Для получения количественных характеристик составляющих фаз ВПВ в продукции скважин проводится анализ данных газогидродинамических и геофизических исследований. Возможность обработки и архивирования данных с помощью ДСП-АКЭ позволяет проследить динамику изменения уровней ВПВ на газовых скважинах в течение длительного периода времени. Это особенно актуально при возникновении авариных ситуаций, приводящих к остановке скважин.

Датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ регистрирует текущие превышения пяти тарированных в процессе ГДИ уровней содержания ВПВ в потоке газа. Пиковые и средние значения уровней (таблица 2) передаются верхней системе АСУ ТП по ее запросу.

Таблица 2. Тарированные в ДСП-АКЭ уровни регистрации превышений содержания ВПВ в потоке газа.

Уровень ВПВ

1

2

3

4

5

Содержание песка, г/мин

0,1

0,3

1,0

2,5

5,0

Содержание  капельной влаги, л/мин

0,05

0,15

0,5

1,5

5,0

Полученные данные выводятся на диспетчерский интерфейс оператора в виде хронограмм зарегистрированных уровней, которые при необходимости сравниваются с результатами ГДИ скважины. На рисунке 2, в качестве примера, приведен скрин диспетчерского графического интерфейса АРМ оператора НПФ «Вымпел», (г. Саратов) принятых показаний датчика ДСП-АКЭ в течение четырех режимов ГДИ скважины № И.26.2 (2009 г.). Синим цветом выделены уровни выноса капельной влаги, черным цветом-уровни выноса песка при фиксированных диаметрах измерительных диафрагм коллектора «Надым-1». На рисунке 3 представлен результат синхронизации тех же показаний с периодами работы скважины при ее исследовании на различных режимах с применением коллектора Надым-1». В таблице 3 приведены фактические и расчетные данные ГДИ скважины.

 Рисунок 2. Скрин диспетчерского графического интерфейса АРМ оператора ГДИ скважины на четырех режимах..jpg

Рисунок 2. Скрин диспетчерского графического интерфейса АРМ оператора ГДИ скважины на четырех режимах.

Рисунок 3. Синхронизация уровней ВПВ и режимов ГДИ скважины № И.26.2.jpg 

Рисунок 3. Синхронизация уровней ВПВ и режимов ГДИ скважины № И.26.2


Таблица 3. Фактические и расчетные данные ГДИ скважины № И.26.2

режима

Диаметр диафрагмы, мм

дебит, тыс.м3/сут

q воды, л

q песка, гр.

Wводы, см3/м3

Wпеска, мг/м3

1

8.7

126

2.10

149

0.400

28.38

2

10.85

192

3.50

148.4

0.438

18.55

3

12.64

250

12.00

222.6

1.152

21.36

4

15

344

24.00

296.7

1.674

20.70

Из данных таблицы 3 видно, что в процессе ГДИ максимальный дебит скважины № И.26.2 составил 344000 м3/сут. При этом объемы выноса жидкости и твердых примесей с увеличением дебита синхронно увеличивались. Однако водный фактор и содержание твердых примесей имели тенденцию к снижению их значений, что свидетельствует об очищении призабойной зоны пласта (ПЗП).

Анализ работы датчиков и методика проведения исследований

Анализ показаний ДС и соответствующих им дебитов по группе эксплуатационных скважин выявил различные комбинации значений превышения уровней ВПВ при изменении технологического режима. Так, например, возможна ситуация, при которой с увеличением наблюдается закономерное изменение значений превышения среднего и максимального уровня выноса песка при отсутствии сигналов по выносу воды. С другой стороны, по группе скважин наблюдается закономерное изменение значений превышения среднего и максимального уровня выноса воды при чередующихся пиковых значениях выноса песка, что очевидно связано, как упоминалось выше, с очищением ПЗП.

Мониторинг работы ДС модификации ДСП-АКЭ на эксплуатационном фонде газовых скважин проводится с 2009 года. Система автоматизированного контроля показаний датчика-сигнализатора ДСП-АКЭ позволяет регистрировать данные по содержанию воды и песка в потоке газа на устье скважин в реальном времени. Возможность архивирования данных позволяет выполнять поэтапный анализ регистрируемых значений и отслеживать динамику развития процесса обводнения.

На начальном этапе эксплуатации скважин (2009 г.), в условиях «сухого» газа, датчики регистрируют наличие влаги в виде сублимированной фазы твердых включений (частицы гидрата). Образование гидратов в данном случае обусловлено термобарическими условиями парогазовой смеси и процессом перехода паровой фазы воды в твердое состояние. На рисунке 4 приведено графическое отображение показаний датчика № И.56.1 при различных режимах на начальном этапе эксплуатации газовых скважин.

Из рисунка 4 видно, что датчик регистрирует наличие в потоке газа твердых включений по 1-му уровню, при этом  одновременно фиксируется  снижение значений температуры и расхода газа. Последующая затем остановка скважины вызвана закупоркой внутреннего сечения регулятора дебита гидратными отложениями. После обработки ингибитором скважина запущена в работу с большим дебитом. Снижение устьевого давления привело к росту температуры газа, изменению условий в соотношении «давление-температура» и увеличению количества конденсационной влаги. Датчик, при увеличении дебита, регистрирует наличие твердых включений «песок» до 5-го уровня и вынос двух пачек воды по 2-му и 3-му уровням.


Рисунок 4. Показания ДСП-АКЭ при различных режимах на начальном этапе мониторинга скважины № И.56.1, характерные для Харвутинской площади в 2009- 2010 г.г..jpg 

Рисунок 4. Показания ДСП-АКЭ при различных режимах на начальном этапе мониторинга скважины № И.56.1, характерные для Харвутинской площади в 2009- 2010 г.г.

Наличие и количество воды по скважинам, определенным в процессе мониторинга, сверялось с результатами проведенных ГДИС помощью коллектора “Надым-1” (2010 г.) Результаты данных исследований представлены в таблице 4. Из таблицы 4 видно, что чувствительность датчика позволяет регистрировать содержание воды в потоке газа от 0,110 см³/м³. Среднее значение влагосодержания газа – 0,192 см³/м³ соответствует начальным проектным данным разработки Харвутинского эксплуатационного участка (0,200 см³/м³). При отработке скважин на газофакельную установку (ГФУ) наличие жидкости не наблюдалось.


Таблица 4. Синхронные значения показаний ДСП-АКЭ и содержимого контейнеров установки «Надым-1» при сопоставимых дебитах газа на различных скважинах. 

№  ДСП-АКЭ

№ И.23.1

№ И.30.1

№ И.24.1

№ И.56.1

№ И.25.1

Уровень ВПВ, «Вода» (max)

1 – 2

1 – 2

2 – 3(5)

1 – 3

1

Дебит рабочий (тыс. м³/сут.)

430 – 460

485 – 524

628 – 651

432 – 521

384 – 415

Дебит ГДИ, (тыс. м³/сут.)

435

426 – 645

690

410 – 634

443,9

Выделено воды (q, л)

2

5 – 6

4

2,5 – 6

4

Выделено песка (q, г)

0

0

0

0

0

Водный фактор, см³/м³

0,110

0,281 – 0,223

0,139

0,146 – 0,227

0,216

 

Сравнительный анализ данных таблицы 4 показывает синхронную и последовательную динамику превышений уровня ВПВ при изменении дебита скважин. Приведенные данные исследований показывают возможности ДС регистрировать наличие капельной влаги в незначительных количествах от 0,045 см³/м³ (0,5 л) при дебите скважины от 265 тыс. м³/сут. В то же время, наличие твердых включений, зафиксированных датчиком по 5-му (пиковому) уровню, не подтвердилось при ГДИ с помощью коллектора «Надым-1”. Это объясняется небольшим количеством твердых включений алевролитовых фракций в потоке газа и невозможностью их улавливания в накопителях коллектора «Надым-1».

Принимая во внимание неотделимость фазовых составляющих в потоке газа (капельная влага + песок + гидрат), становится понятным наличие зафиксированных датчиком превышений уровня выноса песка, при отсутствии показаний по воде, и противоположный результат по данным исследований. При небольших возмущениях акустического фона до второго уровня, ввиду близости частотных сигналов смеси двух фаз, зарегистрированные значения выноса песка однозначно нужно рассматривать как наличие влаги с твердыми включениями. Одинаковые значения уровней ВПВ при схожих дебитах скважин, но различное содержание объема жидкости в потоке газа можно объяснить индивидуальными характеристиками акустического фона каждой скважины и соотношением фазовых составляющих в общем количестве примесей.  Дифференциация количественных значений влагосодержания газа с привязкой к показаниям уровня превышения ДС обусловлена также различными рабочими характеристиками скважин.

 На рисунке 5 представлены значения влагосодержания газа по представленной группе скважин, наблюдаемых в рамках мониторинга с помощью датчиков ДСП-АКЭ. Прогнозируемое увеличение влагосодержания газа в процессе дальнейшей эксплуатации скважин показано в виде пунктирных линий.


Рисунок. 5. Изменение влагосодержания по различным скважинам в зависимости от соотношения температуры и давления на устье..jpg 

Рисунок. 5. Изменение влагосодержания по различным скважинам в зависимости от соотношения температуры и давления на устье.

Мониторинг показаний ДС в течение 2011-2016 гг. показал увеличение значений контролируемых уровней превышения дебита воды по отдельным скважинам и позволил проследить динамику изменения уровней ВПВ. На рисунке 6 показана характерная динамика изменения сигналов ДС по механическим примесям в 2011 г. Как правило, наблюдается постепенный переход от единичных сигналов и регистрации пачек твердых включений различной продолжительности до постоянного сигнала, сначала по 1-му, а затем и по 2-му уровню превышения. Так регистрация датчиком выноса механической примеси по максимальному 5-му уровню наблюдается вынос пачек воды до (2 – 4) уровня.


Рисунок 6. Характерная динамика регистрируемых уровней превышения ВПВ в 2011 г..jpg 

Рисунок 6. Характерная динамика регистрируемых уровней превышения ВПВ в  2011 г.

 

В то же время, наличие жидкости наблюдается и при отработке скважин на ГФУ в случае ее остановки или работы с низкими устьевыми параметрами. Для достоверности привязка количественных значений выноса песка и воды к показаниям ДС по уровням превышения ВПВ осуществлялась при проведении ГДИ с применением коллектора Надым-1» (рисунки 2,3, 7).


 Рисунок 7. Уровни превышения ВПВ при проведении ГДИ на скважине № И.17.1 с помощью установки «Надым-1» (02.07.2014 г.)

Рисунок 7. Уровни превышения ВПВ при проведении ГДИ на скважине № И.17.1 с помощью установки «Надым-1» (02.07.2014 г.)

 

На рисунке 8 представлена хронограмма сигналов датчика № И.29.2 по превышению уровней ВПВ при эксплуатации скважины в заданном диапазоне технологического режима. При увеличении дебита газа на 1 тыс.м³/час датчик регистрирует вынос жидкости по 3-му уровню и чередующиеся пиковые значения до 5-го уровня, по песку. Далее, увеличение устьевого давления вызвало снижение расхода газа и, как следствие, привело к изменению фазовых составляющих. Датчик регистрирует единичные пачки твердых включений различной интенсивности при отсутствии показаний по воде.  Практическим результатом мониторинга показаний датчика, учитывая данные ГДИ, может являться оценка динамики и объемов выносимой жидкости по скважине. Корректный расчет объемов жидкости, принимая условие постоянного выноса жидкости по 3-му уровню в течение суток с дебитом скважины 628 тыс. м³/сут., составляет около 8 м³ воды в сутки.


Рисунок. 8. Пример хронограммы сигналов датчика И.29.2 в 2011 г.

Рисунок. 8. Пример хронограммы сигналов  датчика И.29.2 в 2011 г.

 

В интервале времени с 20.01.11 г.[К.В.Д.1]  по 22.01.11 г.[К.В.Д.2]  по скважине № И.29.2 (рисунок 8) наблюдалось превышение уровня выноса воды от 2-го уровня до 3-го при максимальном превышении уровня выноса песка до 5-го уровня. Характер выноса и состав механических примесей четко прослеживается, начиная с нулевых значений при расходе газа 18500 м³/час, вынос «влажного песка» при дебите 19200 м³/час, увеличение объема жидкой фазы до максимального 3-го уровня при расходе газа 19500 м³/час. Постепенное снижение расхода наглядно демонстрирует обратный порядок изменения соотношения фазового состояния ВПВ.

При изменении расхода газа по скважине № И.29.2 отображение сигналов ДС выглядят иначе. Отмечалось постоянное превышение выноса песка по 1-му уровню при расходе газа 17500 м³/час, возрастание до 2-го уровня и скачкообразное изменение в течение всего времени работы скважины с дебитом около 19500 м³/час. Однако надо предположить, что возмущения акустического фона до 2-го уровня, их чередование и продолжительность вызваны кратковременным увеличением содержания объема жидкости в соотношении фаз. Подтверждением высказанного предположения служит факт синхронного и скачкообразного изменения значения расхода газа при выносе небольших пачек воды (выделены синим цветом на хронограммах. Рисунок 8 наглядно демонстрирует прямое соответствие выноса пачек жидкости с синхронным (или сразу вслед за выносом песка) увеличением значений расхода газа. При этом, чем больше объем пачки жидкости, тем более выражен скачок увеличения значений расхода газа. В обратном порядке, уменьшение объема жидкости в соотношении фаз приводит к неуклонному снижению значений расхода газа, что явно прослеживается по архивным данным.

 

Мониторинг режимов эксплуатации скважин и интерпретация показаний датчиков в 2011-2016 г.

Контроль работы датчиков в течение календарного года позволил выделить более десяти скважин с зарегистрированными уровнями превышения ВПВ и отследить динамику изменения сигналов при различных рабочих режимах.

По данным мониторинга в 2011-2016 г.г. можно сделать вывод, что в подавляющем большинстве случаев наблюдались лишь начальные значения превышения среднего уровня твердых примесей в продукции скважин. Поэтому сигналы ДС по превышению таких уровней содержания песка можно объяснить выносом незначительного количества алевролитовых фракций и высокой чувствительностью датчика. Учитывая, что полученные данные от датчиков регистрировались только в условиях отрицательных температур наружного воздуха в январе (рисунок 10), можно утверждать о наличии и одновременной регистрации частиц гидрата. Переохлаждение паров воды вызывает их фазовый переход в твердое состояние с образованием кристаллов – десублимацию. При этом возникают ван-дер-ваальсовы связи между отдельными молекулами воды в потоке газа, выделяется дополнительная энергия, которая отводится от десублимата непосредственным контактом его с охлаждаемой поверхностью трубопровода фонтанной арматуры (ФА). Критическое охлаждение устьевого оборудования скважины в зимнее время вызвано также дополнительной конвекцией при повышенной скорости ветра, влажности и пониженной температуры воздушной среды, а также связано характером угла обдува наземной ФА. Таким образом, регистрация датчиком возрастающей динамики значений по твердым включениям имеет вполне логичное объяснение. В то же время увеличение темпа добычи газа в этот период приводит к снижению забойного давления, увеличению пластовой депрессии и скорости фильтрации газа в ПЗП. Это способствует увеличению вероятности разрушения коллектора в зоне перфорации и выносу частиц породы потоком газа. Присутствие твердой фазы различной концентрации и фракционного состава в газовой смеси может образовывать сложные компонентные системы. Например, частицы песка при выпадении конденсата, наличии паров жидкости и условий гидратообразования связываются друг с другом в конгломераты различных размеров. Таким образом, учитывая, что частицы твердой породы в условиях фазового перехода являются центрами образования гидратных структур, можно предположить регистрацию датчиком различных комбинаций песчано-гидратной фракции. Исходя из этого можно сделать заключение, что первые признаки одновременного появления жидкости и твердых включений в продукции скважин регистрируются датчиками идентично в переходной области их частотных характеристик.

На рисунке 9, в качестве примера, показана динамика изменения сигналов датчика № И.17.1 в более широком диапазоне зимнего периода времени - с 01.01 по 21.04.2011 г. Изменение режима работы скважины, вызванное увеличением дебита скважины на 2000 м³ в час (15.04.2011 г.) и соответствующими повышением температуры и снижением устьевого давления привело к изменению термобарических условий в парогазовой смеси и количественным изменениям значений твердых включений в потоке газа.


Рисунок 9. Графическое отображение архивированных данных датчика И.17.1.

Рисунок 9. Графическое отображение архивированных данных датчика И.17.1.

 

Наличие свободной воды в виде капельной фазы (2 – 4 уровень) датчик зарегистрировал в период с 01.01 по 04.01.2011 г. (рисунок 10). Несколько иной характер подобные графические отображения при колебаниях давления и температуры имеют место в летний период работы кустовых скважин, что требует проведения дополнительных исследований.

 

Рисунок 10. Динамика изменения расхода газа и сигналов датчика И.17.1.

Рисунок 10. Динамика изменения расхода  газа и сигналов датчика И.17.1.

Взаимосвязанное отображение показаний датчика по уровню превышения  ВПВ и динамики изменения устьевых параметров (давление, температура) свидетельствует о регистрации возникающего процесса фазового перехода.

Наблюдаемые датчиком в процессе мониторинга показания по выносу твердых включений были подтверждены наличием, в ряде случаев, песка в заклинивших регулирующих устройствах дебита скважин (РУД). При выполнении ревизии отказавших РУД обнаружился песок и следы абразивного износа запорно-регулирующей пары (рисунок 11). В таком случае возникает необходимость снижения дебита и депрессии по аварийной скважине для предотвращения разрушения пласта-коллектора и выноса песка, компенсируя его другими скважинами куста.


   

Рисунок 11. Фрагменты абразивного износа рабочей пары регулятора дебита РУД Рисунок 11. Фрагменты абразивного износа рабочей пары регулятора дебита РУД

Рисунок 11. Фрагменты абразивного износа рабочей пары регулятора дебита РУД

 

Показательным примером установления дебита скважины без выноса песка и жидкости  после плановой остановки демонстрируется на рисунке 12. На графике четко прослеживается начало выноса песка, достигающий максимального 5-го уровня  при выходе скважины на заданный режим и постепенно убывающее его содержание песка в течение 3-х часов работы. Как показано на рисунке 12,  значительное содержание твердых включений в потоке газа является следствием выноса пачки жидкости. При этом происходит очищение ПЗП от жидкости и твердых примесей, а скважина при дебите 215 т. м3/сут. начинает работать на оптимальном режиме. Снижение давления в газофакельной линии до 78,0 кг/см² и  его последующий плавный рост наглядно подтвердил вынос пачки жидкости из трубопровода в течение 1 часа, что было одновременно визуально зафиксировано по потоку газа на ГФУ и датчиком ДСП-АКЭ.



Рисунок 12. Динамика пуска скважины №И.58.1 в работу с синхронным контролем ВПВ датчиком ДСП-АКЭ. 

Рисунок 12. Динамика пуска скважины №И.58.1 в работу с синхронным контролем ВПВ датчиком ДСП-АКЭ.

 

Вынос воды из трубопровода со сложным геологическим профилем, как видно по рисунку 12, зарегистрирован датчиком по 2-му уровню превышения. Возрастающий объем выноса воды из скважины ранее подтверждался увеличением количества продувок газопровода-шлейфа: в 2011 г.[К.В.Д.3]  –в 2 раза, в 2012 г.– в 6 раз. В зимнее время эксплуатация подобных скважин, как правило, связана с образованием гидратных пробок.

Исходя из результатов анализа приведенных данных телеметрического мониторинга скважин Харвутинской площади с помощью датчиков ДСП-АКЭ, их применение можно считать полезным, а получаемую информацию достоверной для оптимизации режимов эксплуатации и поддержания ресурса  работы скважин.

 

 

Выводы и рекомендации (предложения)

  1. Телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин с использованием датчиков-сигнализаторов механических примесей и капельной влаги ДСП-АКЭ, проводящийся с 2009 года, подтвердил перспективу их применения на Харвутинской площади ЯНГКМ.

  2. Возможность архивирования и последующего анализа накопленных текущих и экспериментальных данных позволяет службе добычи газа решать оперативные задачи управления технологическими режимами и проследить динамику развития процесса возникновения и дальнейшего изменения содержания механических примесей и жидкости в продукции скважин при различных рабочих режимах.

  3. Определены особенности взаимного влияния и синхронного изменения значений регистрируемых сигналов датчика о превышении уровней ВПВ при различных дебитах газа. Залповые выбросы твердых и жидких примесей синхронно совпадают по времени со скачкообразным изменением всех рабочих параметров скважины, отображаемых системой кустовой телемеханики.

  4. Установлено, что для определения количественных показателей выноса песка и капельной влаги, их соответствия уровням превышения ВПВ, зафиксированных ДСП-АКЭ наряду с тарировкой, осуществляемой производителем аппаратуры, целесообразно проводить специальные газодинамические исследования с применением установки «Надым-1». При этом показано, что ГДИ необходимо проводить при устойчивых показаниях ДС по выносу ВПВ не ниже 3 ÷ 5 уровня по песку и не ниже 2 ÷ 3 уровня по воде. Анализ полученных данных свидетельствует о том, что закономерности присутствия механических примесей и капельной жидкости в потоке газа характерны для всего исследованного фонда эксплуатационных скважин. Установлено, что акустический фон дросселирования газа в зоне установки углового штуцера и ряда задвижек фонтанной обвязки устья скважины является причиной некорректных показаний ДСП-АКЭ. Это требует проведения дополнительных по месту установки ДС для более качественного диагностирования гидратообразования и оптимизации расхода ингибитора.

  5. В ходе экспериментальных работ показано, что для скважин с низкими устьевыми параметрами по дебиту, давлению и темпераратуре в ряде случаев рекомендуется проводить комплексные ГДИ, включая геофизические исследования, для определения в зоне перфорации профиля притока работающих интервалов и установления источника поступления жидкости. Предположение о наличии забойной пачки воды в некоторых скважинах нашло свое подтверждение при проведении этих работ.

  6. Пуск в работу скважин с наличием жидкости в забое, вывод их на заданный технологический режим, несмотря на существенные потери газа, требует проведения предварительной продувки и прогрева их через установку ГФУ с контролем датчиком ДСП-АКЭ времени операции и очистки ПЗП, в том числе газопроводов-шлейфов.

 

Литература 

  1. М.А. Балавин, А.Н. Клименко, В.Н. Жогун, А.В. Тябликов, Е.Ф. Токарев, З.А. Магомедов. Акустический датчик-сигнализатор ДСП-А  // Газовая промышленность. 2007. №1. С.83-84.

  2. С.И. Назаров, С.Н. Горлов, А.В. Тябликов, Р.И. Алимгафаров. Методика автоматизированного контроля выноса жидкости и песка на сеноманских скважинах Ямбургского НГКМ в условиях падающей добычи газа. ОАО «Газпром ВНИИГАЗ», — М.: 2010, 36с.

  3. Костиков С.Л., Парфенов К.В. Магомедов З.А., Назаров С.И., Тябликов А.В.,  Токарев Е.Ф., Новичков К.В. Применение датчиков-сигнализаторов выноса песка и капельной влаги для мониторинга режимов работы скважин ПХГ. // Нефтегазовое дело. 2016, № 2