АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

Метки: газ

В период падающей добычи эксплуатация скважин газовых месторождений осложняется из-за избыточного количества жидкости (воды), скапливающейся в лифтовых трубах, в интервале продуктивного пласта, а также на забое. Скопление жидкости обусловливает повышение давления на забое, ограничение дебита и самопроизвольную остановку скважины. Для предотвращения этих осложнений необходимо использовать интеллектуальные автоматизированные технологии и процессы эксплуатации скважин [1].

 

На начальной стадии разработки месторождений для обеспечения плановых отборов газа режимы эксплуатации скважин регулируют подбором и заменой сечения штуцеров, изменением давления на входе в КС или пункт местного потребителя. При этом число скважин, режимы эксплуатации которых требуют вмешательства операторов, незначительно. В основном это скважины, в которых накапливается вода. После продувки в атмосферу (часто с использованием вспенивающих ПАВ) скважина некоторое время работает с несколько увеличенным дебитом, а спустя 5-6 ч дебит обычно уменьшается до первоначального. Проводить частые продувки в атмосферу, значит терять значительное количество газа.

 

Более 25 последних лет основное количество газа в России добывается из месторождений, расположенных в суровых климатических условиях Крайнего Севера, из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами диаметром 168 мм. В этих условиях используются только традиционные технологии эксплуатации скважин. Работы по замене лифтовых колонн, удалению песка и механических примесей с забоя скважин сопровождаются резким, на 20-40 %, уменьшением добычных возможностей, необратимыми потерями газа во время продувок в атмосферу, что приводит к финансовым затратам, в отдельных случаях составляющим 5-15 % от стоимости скважины. По мере уменьшения рабочих дебитов скважин трубы лифтовых колонн диаметром 168 мм заменяют трубами меньшего диаметра (114 мм). Это приводит к скачкообразному уменьшению рабочего дебита на 30-35 %, однако позволяет на некоторое время предотвратить самозадавливание скважин и потери газа при продувке скважин в атмосферу. Продление периода эксплуатации скважин по лифтовым колоннам больших диаметров (168 мм) -основной резерв поддержания проектных отборов газа из месторождений, перешедших в период падающей добычи: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и др. Кроме того, скважины северных месторождений должны эксплуатироваться таким образом, чтобы не требовалось постоянного наблюдения и частого вмешательства операторов.

 

Во ВНИИгазе разрабатывают технологии и средства для эксплуатации скважин в условиях, осложненных водо- и пескопроявлениями, для поддержания предусмотренных проектами отборов газа из месторождений при минимальных трудовых и финансовых вложениях. Для эксплуатации скважин сеноманских залежей предлагаются технологии, учитывающие характерные природные факторы: поглощение жидкости продуктивным пластом, естественную динамическую "осушку" газа в процессе движения в пласте и скважине. Разработанные технологии учитывают локальные гидрогазодинамические особенности фильтрации в пласте и движения в стволе скважины газа и жидкости, а процессы подъема жидкости основаны на уменьшении скорости движения (проскальзывания) газа относительно поднимаемой жидкости.

 

Поддерживая заданное давление на забое работающей скважины, можно: уменьшить или исключить приток жидкости в скважину, удалить жидкость из скважины без подъема к устью, не допустить разрушения породы продуктивного пласта, предотвратить или ограничить вынос песка и воды.

 

Скорость проскальзывания газа относительно жидкости снижают, поддерживая скорости газа выше критической (традиционная технология), вводя ПАВ, размещая в трубах специальный разделитель-плунжер или с помощью диспергаторов, уменьшающих размеры капелек жидкости.

 

Разработанные интеллектуальные технологии эксплуатации скважин в осложненных условиях и автоматизированные средства позволяют управлять забойным давлением путем измерения и поддержания заданного дебита скважины с помощью специальных устьевых комплексов. В составе комплекса имеются средства измерения рабочего дебита скважины, регулятор с задатчиком и регулирующее устройство, устанавливаемое на трубопроводе от скважины (рис.1).

 

Для подъема жидкости из высокодебитных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, в настоящее время используется традиционная технология "увеличенных скоростей движения газа" за счет поддержания определенных, достаточно больших, перепадов давления между забоем и устьем. Необходимую разность давлений поддерживают с помощью дожимных КС без привлечения операторов. Измерение дебита влажного газа в автоматическом режиме, без выпуска газа в атмосферу, в условиях низких отрицательных температур окружающего воздуха, отсутствия электроэнергии на устье скважины представляет сложнейшую техническую проблему. В соединительных трубопроводах от сужающего устройства к измерителям давления образуются глухие пробки изо льда или газовых гидратов. Первые успешные попытки измерения дебита на устье скважин были предприняты сотрудниками ВНИИгаза в 1966-1968 гг. на Северо-Ставропольском месторождении [1]. Для использовавшихся автоматических комплексов было разработано защитное устройство, устанавливаемое на вертикальных технологических трубопроводах диаметром 114 мм, исключающее образование в соединительных трубопроводах жидкостных или твердых препятствий для движения газа. Впервые защитное устройство было применено в 1968 г. на скв. 29, 70 и 75 Североставропольского месторождения в составе автоматических систем для эксплуатации скважин "Ласточка" (рис. 2).

 

Для Северо-Ставропольского месторождения разработаны технологии эксплуатации скважин по двухрядному лифту, позволяющие поддерживать дебит газа по одной из сдвоенных (концентрических, размещенных одна в другой) лифтовых колонн больше критического (базового). Использование автоматических систем "Ласточка" на 41 скважине Северо-Ставропольского месторождения более 10 лет до момента перевода месторождения в ПХГ позволило дополнительно ежегодно добывать более 10 % газа. Системы "Ласточка" изготавливались Опытным заводом ВНИИгаза. Всего было изготовлено и смонтировано на скважинах месторождений Средней Азии, Украины и Киргизии около 140 таких систем.

 

Опыт, полученный в ходе разработки, испытания и многолетнего использования защитного устройства, учтен при создании комплексов для измерения дебитов скважин северных месторождений. Для применения на горизонтальных трубопроводах разработаны новая технология осушки импульсного газа и специальное устройство. Для измерения дебита, давления и температуры газа на устье скважины в процессе эксплуатации разработаны и испытаны на скважинах Уренгойгаздобычи и Ямбурггаздобычи блочные комплекты "Сокол" и опытные образцы измерительных технологических комплексов для скважин "Пингвин" (рис. 3). Комплексы изготавливались на Опытном заводе ВНИИгаза. Комплекты "Сокол" используются на 230 скважинах Уренгойского и 54 скважинах Ямбургского месторождений. Сотрудниками Ямбурггаздобычи, НПВЦ "АВИСЭН" и Радмиртеха разработаны автономные возобновляемые источники электропитания, радиоэлектронная аппаратура для передачи информации, измеренной на устье скважины, по радиоканалу на УКПГ. Аппаратура телемеханики была размещена в теплоизолированных, обогреваемых естественным теплом газа скважины, контейнерах комплексов "Сокол" или "Пингвин". За счет этого обеспечивается работоспособность всех компонентов системы измерения и передачи информации по радиоканалу на УКПГ.

 

В теплоизолированных контейнерах комплекта "Сокол" и комплекса "Пингвин" могут быть размещены средства пневмогазоавтоматики. Установив в контейнере комплекса "Пингвин" средства пневмогазоавтоматики, скважину можно эксплуатировать с применением автоматизированных интеллектуальных технологий, которые позволят:

 

исключить поступление пластовой воды в лифтовую колонну путем ограничения .рабочего дебита скважины;

 

удалить из скважины жидкость без подъема к устью путем частичного отвода ее с забоя за счет гидростатического поглощения продуктивным пластом, а также созданием условий поглощения жидкости пластом в периоды прекращения или ограничения отборов газа из скважины;

 

предотвратить разрушение продуктивного пласта и вынос песка в ждущем режиме (для скважин, дебит которых не должен превышать определенного значения из-за разрушения призабойной зоны пласта или поступления пластовой воды - режим "сторожа");

 

поддержать заданный дебит газа на период эксплуатации с использованием штуцера.

 

Перечисленные автоматизированные технологии в период 1965-1985 гг. прошли успешную проверку на скважинах Северо-Ставропольско-Пелагиадинского и других месторождений.

 

В 60-80-е гг. на многих газовых месторождениях для удаления из скважин жидкости применяли плунжерный лифт непрерывного и периодического действия - процесс подъема жидкости из скважин с использованием летающих клапанов. Это саморегулирующаяся автоматическая система, режим работы которой зависит от дебита и глубины скважины и от размеров летающего клапана.

 

Более 20 лет летающие клапаны успешно применяли на Нибельском, Седь-Иольском, Верхне-Омринском и других месторождениях Войвожского НГДУ (таблица), где ими было оборудовано 56 скважин из 130 [2, 3].

 

История появления и совершенствования процесса, который в настоящее время называют "плунжерный лифт", насчитывает 95 лет. Впервые он был предложен и испытан в 1917 г. в г. Бориславе немецким горным инженером В. Schweiger [4], который назвал свое изобретение "бесштанговый плунжер". Применение нашел плунжерный лифт [5] (рис. 4), разработанный независимо от В. Schweiger фирмой Hughes (Хьюстон, Техас) в 1927 г. Первоначально плунжерный лифт был предназначен для эксплуатации нефтяных скважин. Только в 1954 г. в США были сделаны первые попытки использования плунжерного лифта для подъема воды из газовых скважин. К этому времени в состав оборудования плунжерного лифта обязательным компонентом кроме плунжера входил контроллер, управляющий клапаном-отсекателем, устанавливаемым на трубопроводе, идущем от скважины.

 

Предложение об использовании летающих клапанов для удаления жидкости из газовых скважин было высказано в 1962 г. во ВНИИгазе М.А. Цайгером и поддержано А.И. Арутюновым, а затем О.Ф. Андреевым, Е.В. Левыкиным, И.Н. Царевым. Проведению промышленных испытаний предшествовали непростые решения: некоторые специалисты ВНИИгаза сомневались в целесообразности использования в скважинах каких-либо посторонних устройств - это тормозило проведение стендовых испытаний и изготовление специального оборудования. Поддержали мнение о целесообразности промышленных испытаний работники Северо-Ставропольского ГПУ В.А. Ногаев, В.И. Ветров, Б.И. Фуки и организованной в те годы Ставропольской лаборатории ВНИИгаза Н.Р. Акопян, Ю.К. Игнатенко и др. Впервые летающие клапаны были испытаны в 1963 г. на скв. 46 Сенгилеевского месторождения. Это была первая автоматизированная технология, примененная для газовой скважины. Благодаря автоматическому периодическому удалению воды дебит скважины увеличился с 6 до 24 тыс. м куб./сут. Спустя месяц летающие клапаны были испытаны на скв. 15 Пелагиадинского месторождения и тоже успешно. В 1964 г. и позднее для управления работой летающих клапанов ВНИИгазом были разработаны комплексы "Ласточка", "Забой" и "Лотос" [1]. Опыт, полученный на газовых месторождениях Ставропольского края, по разработке автоматизированных процессов для скважин до настоящего времени остается полностью не исчерпанным.

 

Конструкция летающего клапана (см. рис. 4) выгодно отличается от известных конструкции плунжеров: цилиндрический корпус клапана имеет минимально возможную массу за счет выполнения перепускного канала прямоточным, так как при падении шар и корпус поочередно достигают трубного ограничителя. При этом улучшаются условия работы трубного ограничителя, потому что сила удара клапана о поверхность ограничителя меньше, чем сила удара плунжера. Летающий клапан и его компоненты обладают специфическими гидравлическими характеристиками. При спуске его составные элементы имеют малое гидравлическое сопротивление, во время падения нижний, отделяемый элемент должен опускаться быстрее корпуса, во время подъема нижний элемент не должен отделяться от корпуса, при подъеме летающего клапана не происходит "отекание" жидкости на забой скважины.

 

Жидкость из скважины поднимается составным летающим клапаном, который помещают в лифтовую колонну. Элементы клапана - шар и корпус опускаются раздельно за счет избыточной массы. Далее шар и корпус, соединившись, поднимаются к устью скважины потоком газа и жидкости. Между корпусом и стенкой лифтовой колонны есть кольцевой зазор. Восходящий поток газа выдувает воду из зазора, поэтому во время подъема летающего клапана исключена утечка жидкости к забою скважины. Клапан поднимает всю жидкость к устью. За цикл работы летающего клапана давление газа на забое скважины изменяется. Во время подъема по лифтовой колонне под ним накапливается газ под избыточным давлением. После перелива жидкости через устье скважины и разделения элементов летающего клапана давление на устье и на забое скважины снижается на 0,01-0,05 МПа. Это приводит к залповому поступлению газа в лифтовую колонну с забоя скважины и из пласта. В течение 10-30 с этот газ движется с большой скоростью по лифтовой колонне. Жидкость, накопившаяся в призабойной зоне продуктивного пласта и кольцевом пространстве снаружи хвостовика лифтовой колонны, увлекается газом во время его залпового выброса, поднимается по хвостовику лифтовой колонны и зависает над трубным ограничителем, поддерживаемая потоком газа. В процессе очередного цикла жидкость выносится из скважины. Летающий клапан перемещается вверх-вниз по лифтовой колонне в режиме саморегулирования.

 

Для скважин с одноразмерными и составными лифтовыми колоннами диаметром 60, 73 и 89 мм в 1962-1975 гг. были разработаны конструкции специального оборудования и летающих клапанов, определены границы области их использования и технология подбора. Возможные конструкции летающих клапанов (см. рис. 4) представлены в описаниях изобретений (SU 171351, SU 176541, SU 182634, SU 188423, SU 596710, SU 791939, SU 802525). Самоуплотняющиеся летающие клапаны состоят из нескольких деталей, соединенных между собой в единую конструкцию. Слабым местом таких клапанов являются резьбовые соединения - корпуса самоуплотняющихся летающих клапанов быстро разрушались. Поэтому в окончательных вариантах конструкции данных клапанов резьбовые соединения уже не используют.

 

Для подъема жидкости из скважин с комбинированной лифтовой колонной разработана конструкция, корпус которой состоит из нескольких, концентрически располагаемых, цилиндрических корпусов по числу ступеней лифтовой колонны [1]. В составе комплекса оборудования используется общепромысловое и специальное оборудование: обычные насосно-компрессорные трубы, модернизированная фонтанная елка, верхний и нижний ограничители. В местах стыковки элементов допускаются расширенные участки протяженностью не более 60 мм. Проведения дополнительных работ, связанных с глушением скважины для перевода ее на эксплуатацию летающими клапанами, не требуется. Нижний ограничитель, обычно используемый в составе установок плунжерного лифта, спускают и устанавливают на заданной глубине с помощью канатной техники. Допускается в качестве нижнего ограничителя использовать выступы торцевых поверхностей пакеров или другого погружного оборудования.

 

Для определения прочностных характеристик оборудования на экспериментальном стенде высотой 33 м испытывали каждую конструкцию летающего клапана при различных скоростях движения при отсутствии жидкости и амортизирующих пружин в конструкциях трубных ограничителей. Разработанные конструкции летающих клапанов выдерживали ударные нагрузки в течение 10 000 циклов при скорости движения перед столкновением о жесткую преграду до 3 м/с. Эти же корпуса разрушались после 10 циклов, если скорость движения перед столкновением превышала 16 м/с.

 

Переводу скважины на эксплуатацию с использованием летающих клапанов предшествуют подготовительные работы. Разработана технология проведения испытаний скважин для оценки технико-экономической целесообразности использования летающих клапанов или настроечных параметров обычного плунжерного лифта - комбигазлифт [6] (патент RU 2067163). На основании имеющейся информации о конструкции оборудования, установленного на скважине, и спуске шаблона на проволоке определяют качество канала, по которому предстоит перемещаться летающему клапану. Наружный диаметр шаблона и его длина должны быть на 4-6 мм меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны. С использованием комбигазлифта определяют дебит газа, с которым скважина будет работать после перевода на эксплуатацию с летающими клапанами. Для этого в скважину периодически, с помощью обычной канатной техники, спускают, а затем поднимают клапанный разделитель комбигазлифта. Спуски-подъемы разделителя проводят с разными скоростями и на различные глубины. Во время спусков-подъемов измеряют дебит скважины, давление и температуру газа на устье. Такая технология испытаний скважины позволяет определить ее дебит и глубину установки трубного ограничителя хода летающего клапана с минимальными финансовыми и трудовыми затратами. После подъема разделителя с порцией жидкости к устью скважины давление и температура газа на устье увеличиваются. Пример результатов исследований, выполненных с использованием комбигазлифта на скважине Уренгойского месторождения, приведен на рис. 5.

 

Типичная проблема плунжерного лифта - разрушение оборудования в скважинах из-за больших скоростей движения и массы, несмотря на то что масса деталей летающего клапана в 5-10 раз меньше массы плунжера. Поэтому до настоящего времени в газовых скважинах плунжерный лифт известных конструкций не нашел широкого применения из-за отсутствия оборудования, способного длительное время работать без периодических остановок и ремонтов.

 

К началу 2000 г. оставались неразрешенными вопросы обеспечения длительной работоспособности, стойкости к ударам скважинного оборудования и летающих клапанов в газовых скважинах:

 

оборудованных лифтовыми колоннами из труб диаметром более 73 мм;

 

с давлениями на устье менее 1,0-1,5 МПа;

 

с уровнем жидкости над нижним амортизатором менее 10 м, удаляемой за один цикл подъема.

 

В 2000-2002 гг. созданы новые конструкции плунжеров (см. рис. 4, в) - скважинных челноков с использованием эластомерных материалов, длительное время не подверженных истирающему износу о внутреннюю поверхность труб, разрушению из-за ударов и не разрушающих скважинное оборудование. Такие конструкции можно использовать в газовых скважинах с лифтовыми колоннами любых диаметров. Новая технология подъема жидкости с использованием летающих клапанов (скважинных челноков) является логическим продолжением развития плунжерного лифта.

 

  • Узнавать новости по rss

    Подписаться Подписаться на новости
  • Дополнительно о других моторных топливах

    Поиск


    Ключи

    Ваше мнение!

    Защита газопроводов откоррозии

    Какая защита от коррозии газопроводов эффективнее

    активная
    пассивная


    Результаты опроса

    Статистика

    fuel-gas.ru