ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Определение запасов газа по данным опытной эксплуатации системы скважин из "Избранные труды Том 2" Различают практический и расчетный технологический режимы эксплуатации скважин. Практический технологический режим эксплуатации устанавливается на ограниченный период времени (до года) и часто поддерживается в виде неизменного за это время дебита. На современном этапе для решения технологических задач необходимо в первую очередь обеспечить инструментальное осуществление автоматического контроля режима работы скважин с заданной степенью периодичности и точности измерения устьевых параметров, обеспечивающей эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны и подтягивания языков (конусов) пластовой воды. [c.304] Расчетный технологический режим работы скважин, выполненный в проектах разработки, носит, как правило, осредненный прогнозный характер для залежи в целом или отдельных ее частей и позволяет выбрать прогноз разработки залежи на длительный период. [c.304] Газовая залежь представляет собой сложную динамическую систему, функционирующую в условиях частичной неопределенности вследствие неполноты информации о процессах, происходящих в ней. [c.305] Степень неопределенности зависит в основном от таких факторов, как отсутствие или невозможность измерения важных гидродинамических, гидрохимических и других характеристик флюида и пласта, а также дискретности получаемой информации со значительными пространственными и временными интервалами. [c.305] Скважина, гидродинамически связанная с пластом, является на стадии разведки и эксплуатации залежи практически единственным для наблюдения информационным каналом, используемым для проведения газогидродинамических, геофизических и других исследований и наблюдений. На ситуацию, сложившуюся в современных условиях, повли51ла также ошибочная концепция, заключающаяся в том, что скважина не является объектом автоматизации и нет необходимости непрерывного контроля устьевых параметров. По существу, контроль за режимом работы каждой скважины на начальном этапе развития газовой промышленности, относящемся к концу 40-х — началу 50-х годов, был неизмеримо эффективнее и надежнее, чем в настоящий период. Переход к групповой системе сбора газа через УКПГ сопровождался снижением контроля за режимом работы каждой скважины. [c.305] Сложившаяся система контроля технологических параметров ориентирована в основном на периодические измерения на устье скважины давления, температуры и дебита. Однако последний измеряется не всегда, особенно при работе нескольких скважин в одну выкидную линию. Основными причинами такого положения являются отсутствие четкой идеологии о необходимости постоянного контроля режима работы каждой скважины, обеспечивающего надежную безаварийную эксплуатацию, а также экономичных и удовлетворяющих требованиям эксплуатации в сложных климатических условиях компактных измерительных средств, разбросанность фонда эксплуатационных скважин на большой территории, отсутствие круглогодично функционирующих подъездных путей, линий электропередачи и т.д. [c.305] Состав продукции скважин может меняться при эксплуатации практически от сухого до сильно обводненного газа. Это означает, что создание универсального скважинного расходомера традиционными методами представляет сложную задачу. Однако в связи с тем, что учет товарного газа и конденсата, подготовленного на УКПГ, осуществляют на выходе технологической линии с допустимой точностью, требования к технологическим характеристикам скважинного расходомера могут быть снижены. С другой стороны, характеристики измерительных средств, создаваемых на основе акустического метода, могут быть адаптированы к условиям конкретной эксплуатационной скважины, что позволяет повысить точность измерений. При этом не требуется создавать сужений потока, приводящих к гидравлическим потерям и образованию гидратов. [c.305] Низкое энергопотребление дает возможность создавать малогабаритные технологичные устройства, монтируемые на выкидной линии устья скважины, питающиеся от внутренних аккумуляторов и альтернативных источников, использующих солнечную и тепловую энергию. [c.306] Техническая реализация системы контроля эксплуатации газовых скважин должна отвечать требованиям, обеспечивающим высокую надежность их работы в течение основного срока эксплуатации, реализацию энергосберегающей технологии добычи, наиболее экономное использование пластовой энергии. Этому способствует полный учет специфических особенностей конструкции и условий эксплуатации скважин. [c.306] С учетом характеристик крупных месторождений газа севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др.) и проектов их обустройства предлагается снабдить каждую скважину автономным малогабаритным узлом контроля, позволяющим по заданной программе, например, один раз в сутки, измерять такие параметры, как устьевое давление, температура, расход газа и жидкости, интенсивность выноса твердых механических примесей и жидкости. [c.306] В последующем предполагается изменять межколонные давления, вибрацию устьевого оборудования и колонны фонтанных труб, наличие и характер жидкости, выносимой вместе с газом. [c.306] Особое значение имеет контроль режимов работы и технического состояния скважинного устьевого оборудования на месторождениях природных газов с высоким содержанием сероводорода и углекислоты. В этом случае возможен контроль не только межколонного давления, но и герметичности соединений акустическими методами, а также контроль за содержанием сероводорода в окружающей среде. [c.306] В АГДК (рис. 1, 2) использованы первичные преобразователи датчика давления Сапфир и датчика температуры ТСП. [c.307] Для определения дебита и регистрации механических примесей в измерительном узле применены оригинальные акустические датчики, также разработанные на кафедре. [c.307] Регистрация информации об измеряемых параметрах производится с помощью вторичного прибора. [c.307] Энергопитание комплекса осуществляется от батареи аккумуляторов напряжением 12 В с применением солнечных батарей и термогенераторов, использующих разность температур между газовым потоком и окружающей средой. [c.307] Диапазоны измерения параметров давление — не более 30,0, не менее 0,5 МПа температура — не более +50, не менее О С расход газа — не более 25(Х), не менее 50 тыс. м /сут содержание мехпримесей в газе (три режима) не более 3, не более 20, не менее 10 г/м . [c.307] Диапазон изменения параметров выбирается заказчиком исходя из геолого-промыс-ловой характеристики данного месторождения. [c.307] Вернуться к основной статье