Газовая промышленность № 1 2017

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 г. (сеноман ЯНГКМ)
УКПГ	1	2	3	4	4А	5	6	7	8	9
Число скважин 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.

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.

 

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.

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 см?/м?. Среднее значение влагосодержания газа – 0,192 см?/м? соответствует начальным проектным данным разработки Харвутинского эксплуатационного участка (0,200 см?/м?). 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 см?/м? (0,5 л) при дебите скважины от 265 тыс. м?/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.

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.

 

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.)

 

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.м?/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. м?/сут., составляет около 8 м? воды в сутки.

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 м?/час, вынос «влажного песка» при дебите 19200 м?/час, увеличение объема жидкой фазы до максимального 3-го уровня при расходе газа 19500 м?/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 м?/час, возрастание до 2-го уровня и скачкообразное изменение в течение всего времени работы скважины с дебитом около 19500 м?/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 м? 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.

 

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.

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

 

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/см? 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.

 

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)

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

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.

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.

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 исследований по месту установки ДС для более качественного диагностирования гидратообразования и оптимизации расхода ингибитора.

В ходе экспериментальных работ показано, что для скважин с низкими устьевыми параметрами по дебиту, давлению и температуре 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.

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.

АО «Сигма-Оптик»

АКУСТИЧЕСКИЙ ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР ТВЕРДЫХ ВКЛЮЧЕНИЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ В ПОТОКЕ ГАЗА В ТРУБОПРОВОДЕ (ДСП-АКЭ-2)

Назначение

ДСП-АКЭ-2 представляет собой семиуровневый акустический датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе для телеметрического контроля режимов работы скважин. Датчик прижимного типа с возможностью записи уровней выноса песка и капельной влаги в собственной памяти в течение одного года. Устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней выноса твердых включений и капельной влаги верхней системе телеметрического контроля.

Принцип действия

Принцип действия ДСП-АКЭ-2 основан на выделении из акустического фона стенки газопровода акустического сигнала, обусловленного наличием твердых включений и капельной влаги в потоке газа.

В протокол обмена включаются также данные самодиагностики датчика по чувствительности пьезопреобразователя, состоянию питания, температуре внутри моноблока и наличию внешних технологических помех.

Периодичность измерений в ДСП-АКЭ-2 – 1 раз в 10 с или в одну минуту. Результаты измерений накапливаются в оперативной памяти процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита свободного песка, капельной влаги и связанного в ней песка (см. табл.) до запроса внешней телеметрической системой.

Уровень	1	2	3	4	5	6	7
Песок своб., л/сут.	0,003	0,006	0,012	0,024	0,048	0,096	0,192
Влага, л/сут.	20	600	1200	1800	2400	3000	3600
Песок связан., л/сут.	0,25	0,5	1,0	2,0	4,0	8,0	16

В состав ДСП-АКЭ-2 входят:

• моноблок в виде акустического приемника с головкой блока обработки сигналов;

• прижимной хомут;

• блок управления питанием;

• коробка соединительная клеммная для подключения внешнего кабеля;

• соединительные кабели типа МКЭКШВ;

• защитный кожух.

Конструктивное исполнение

Вид взрывозащиты – «Взрывонепроницаемая оболочка». Степень защиты оболочки – IP-54. Электронные платы защищены от влаги.

Условия эксплуатации:

• открытая и закрытая площадки,
  
• диапазон температур (- 55 ... + 50) °С,
• влажность до 98 %.

Эксплуатация

На различные объекты ОАО «Газпром» поставлено более 1000 комплектов датчиков-сигнализаторов данного типа.

АО «Сигма-Оптик»
141570 Московская область, Солнечногорский р-он,
п. Менделеево, ФГУП «ВНИИФТРИ»
(для АО «Сигма-Оптик»)
Тел./факс: (495) 536-41-18
E-mail: admin@sigma-optic.ru, office@sigma-optic.ru,
Http://www.sigma-optic.com