Управление технологическими режимами работы обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки газовых залежей

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.
В первой главе выполнен ретроспективный анализ применения технологии эксплуатации скважин на поздней стадии разработки газовых залежей.
Вопросами эксплуатации скважин газовых залежей на стадии падающей добычи занимались известные отечественные и зарубежные ученые, такие как Алиев З. С., Архипов Ю. А., Басниев К. С., Бузинов С. Н.,Васильев Ю. Н., Власенко А. П., Гриценко А. И., Гужов А. И., Дикамов Д. В., Долгушин Н. В., Епрынцев А. С., Изюмченко Д. В., Клапчук О. В., Коротаев Ю. П., Кучеров Г. Г., Медко В. В., Меньшиков С. И., Мищенко И. Т., Николаев О. В., Одишария Г. Э., Паникаровский В. В., Плосков А. А., Пономарев А. И., Сахаров В. А., Тер-Саркисов P. M., Харитонов А. Н.,
Шулепин С. А., Шулятиков В. И., Шулятиков И. В., BrillJ.P., Gray Н. Е., Dukler А. Е., ColemanS. B., LeaJ. F., Mukherjee Н., Nickens Н., TurnerR. G., Wells М. и др.
В главе показано, что поздней стадии эксплуатации газовых залежей характерно интенсивное водопроявление, ведущее к падению дебитов скважин и их «самозадавливанию». Такое состояние скважин наблюдается на протяжении последних 20 лет на месторождениях ПАО «Газпром», сосредоточенных в сеноманских залежах Надым-Пур-Тазовского региона Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Кроме того, с активным водопроявлением наблюдается ослабление и интенсивное разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП) с выносом механических примесей совместно с добываемым углеводородом. Это ведет к образованию гидратов, накоплениям жидкой фазы и мехпримесей в шлейфовых трубопроводах, обмерзанию устьевого оборудования и снижению его надежности в условиях Крайнего Севера России.
Обзор способов и геолого-технических условий применения отечественных и зарубежных технологий эксплуатаций скважин газовых залежей на поздней стадии разработки позволил заключить, что в настоящее время наиболее применяющимся методом поддержки стабильной работы газодовывающих скважин является периодическая продувка на факел. Этот способ является крайне нерациональным ввиду высоких газопотерь, разрушительного воздействия на ПЗП и экологического влияния. Отмечено, что несомненной перспективной с целью удаления жидкости с забоя скважин обладает технология КЛК, требующая своего совершенствования.
Установлено, что малодебитные скважины составляют третью часть действующего фонда Уренгойского НГКМ, в связи с чем следует уделять особое внимание работе с ним, мероприятиям, способствующим поддержанию дебитов и обеспечению стабильной работы малодебитных скважин для довыработки запасов газа. Принятие обоснованных технико-технологических решений по фонду обводняющихся скважин Уренгойского НГКМ позволит замедлить темпы падения добычи природного газа из скважин сеноманских залежей на поздней стадии эксплуатации.
Во второй главе рассмотрено современное состояние технологии эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам, разработанной в 60-е годы прошлого столетия на базе института «ВНИИГАЗ»,
ныне научно-исследовательского института ПАО «Газпром» ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В 2000-х годах технология эксплуатации газодобывающих скважин по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК) была усовершенствована и в 2008 г. на скважинах NoNo 722 и 814 Медвежьего НГКМ была проведена серия новых испытаний, подтвердившая эффективность ее применение.
На Уренгойском НГКМ испытания технологии КЛК были начаты в 2013 году на скважине No 514 с выводом ее на рабочим режим эксплуатации с помощью автоматизированного управляющего комплекса путем автоматического поддержания дебита по ЦЛК. Использование автоматизированного управляющего комплекса при эксплуатации скважин с КЛК является наиболее технологичным решением поддержания её режима работы, однако ее существенными недостатки являются дороговизна оборудования и сопутствующие расходы на электрификацию кустовых площадок. Вследствие этого, появилась задача разработки методики управления скважинами с КЛК в ручном режиме, промысловые исследования по решению которой были начаты в 2018 году с управлением технологическими режимами эксплуатации этой скважины без автоматизированного управляющего комплекса – в ручном режиме.
При этом задача расчета и установления технологического режима управления скважины сводится:
– к определению режима эксплуатации только по МКП или совместно по МКП+ЦЛК;
– в случае совместной эксплуатации (МКП+ЦЛК) – к определению величины отбора по МКП, обеспечивающего стабильную работу ЦЛК с минимально-необходимым дебитом.
В работе предложен способ эксплуатации газовой скважиной [12], согласно которому режим ее работы устанавливается с помощью регулирующего штуцера (Рисунок 1), расположенного на потоке межтрубного кольцевого пространства, при этом в ручную степенью открытия регулирующего штуцера управляют устьевым давлением в МКП, обеспечивающим отбор по центральной лифтовой колонне, достаточный для выноса накопленной жидкости из ствола скважины. Значение устьевого давления в МКП определяют по давлению в газосборной сети по режимной карте скважины, составленной на основе результатов газодинамических
исследований и расчетов, определяющих распределение параметров потока по обоим лифтовым каналам скважины.
Информацию о фактическом давлении и температуре до регулирующего штуцера и на трубопроводе центральной лифтовой колонны, с помощью регистраторов технологических параметров 7 (Рисунок 1), по радиоканалу передают на пульт управления установки комплексной подготовке газа. Там информацию обрабатывают, идентифицируют в соответствии с режимной картой скважины и принимают решение для изменения вручную степени открытия регулирующего штуцера, расположенного на потоке межтрубного кольцевого пространства.
6
8
ЦЛК
МКП
в газосборный коллектор
4
2
3
Рисунок 1 – Принципиальная схема эксплуатации скважины с КЛК
1 – интервал перфорации; 2 – центральная лифтовая колонна; 3 – основная лифтовая колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – межтрубное кольцевое пространство; 6 – фонтанная арматура; 7 – регистраторы технологических параметров (РТП-04); 8 – регулирующий штуцер.
Исходными данными для расчета параметров режимной карты скважины служат текущее пластовое давление, приточная характеристика скважины, ее конструкция и значение давления в ГСК. Затем задаются диапазоном депрессий с принятым шагом и выполняют расчет по следующему алгоритму:
– рассчитывается соответствующее депрессии забойное давление и дебит скважины по приточной характеристике;
– рассчитываетсяминимальнонеобходимыйдебитдлявыносажидкости по МКП и сравниваем его с полученным дебитом скважины;
– если дебит скважины больше минимально необходимого для выноса жидкой фазы по МКП, то рассчитывается устьевое давление при работе скважины с таким дебитом исключительно по МКП, и в случае превышения давления ГСК делается вывод о возможности эксплуатации скважины при таком депрессионном режиме только по МКП;
– в случае, если дебит скважины меньше минимально необходимого для эксплуатации по МКП, рассчитывается режим работы при совместной эксплуатации МКП+ЦЛК;
– рассчитывается необходимый минимальный дебит для выноса для выноса жидкой фазы по ЦЛК и сравнивается с полученным дебитом скважины; – если дебит скважины больше минимально необходимого для выноса жидкости по ЦЛК, то требуется рассчитать режим, при котором расход по ЦЛК будет поддерживаться на уровне минимально необходимого для выноса
жидкости, а в МКП направится остальной газ;
– для соответствующих дебитов и забойного давления рассчитывается
устьевое давление в линии МКП и ЦЛК, а если они превышают значение давления в ГСК, такой режим принимается рабочим, т.е. обеспечивающим устойчивую эксплуатацию скважины.
Рассмотренный расчетный комплекс по определению режима работы скважины с КЛК без автоматического управления устанавливает диапазон устьевых давлений, обеспечивающий устойчивую эксплуатацию скважины без остановок и глушения в условиях водопроявления. Тем не менее, при такой эксплуатации возникают осложнения, связанные со скоплением вынесенной жидкости и механических примесей в газосборной сети.
В результате обзора технических решений по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях установлено, что существует две
группы методов, направленных как на устранение появившейся среды, так и на недопущение образования скоплений в системе. Отмечено, что одним из эффективных способов предотвращения образования жидкостных пробок, льда и газогидратов в газосборных сетях в условиях низких климатических температур является применение специальных приустьевых сепарационных устройств, обеспечивающих предварительную очистку газовой фазы от выносимого флюида и механических примесей.
В третьей главе представлены результаты промысловых экспериментов, на газовой скважине No514 Уренгойского НГКМ, оборудованной КЛК, с изменением устьевых параметров потоков в ручном режиме, а также рассматривается вопрос корректности соответствия измеренных режимных параметров работы скважины с расчетными их значениями, полученными по методики ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Уравнение расчетной модели включает коэффициенты, получение в ходе испытаний вертикальных водо-воздушных потоков на специальном стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2005-2011 гг.. Расчеты потерь давления в ЦЛК и МКП в скважине No514 Уренгойского месторождения, оборудованной КЛК, выявили существенные расхождения (до 23%) с измеренными значениями параметров и несоответствие режима эксплуатации скважины по ЦЛК и МКП (Рисунок 2).
Рисунок 2 – Промысловые и расчетные значения устьевых давлений в ЦЛК и МКП для различных режимов эксплуатации скважины No 514 Уренгойского НГКМ
В связи с этим указанная выше расчетная модель была адаптирована к результатам промысловых экспериментов за счет настройки коэффициентов
уравнения модели, это позволило снизить расхождение измеренных и замеренных параметров до 5% и обеспечить соответствие режимов эксплуатации (Рисунок 3).
Модифицированные приведенные потери на трение i являются функцией модифицированного числа Фруда и объемного расхода жидкости:
i = i(Fr∗, qж). (1) Для расчета приведенных потерь давления на трение сначала определяются расчетные параметры, представляющие собой координаты точек
минимума (i0, Fr0*, Fr01*) на характеристике лифта:
Fr* =(0,387231+0,04)*q3 +4,9766–0,09, (2) 08жd
d3
Fr* = Fr* – 0,5213 – 0,0659, (3)
01 0 d
i0 = (0,01 +0,000236) ∙q3 + 0,3553 +0,0173. (4) 8 жd2
d3
В свою очередь, эти характерные параметры являются функциями объемного расхода жидкости и диаметра лифтовой трубы и для колонны заданного диаметра неизменны по длине лифта.
Рисунок 3 – Промысловые и модифицированные расчетные значения устьевых давлений ЦЛК И МКП для различных режимов эксплуатации скважины No 514 Уренгойского НГКМ
Обеспечение стабильной работы скважины, оборудованной КЛК, в условиях водопроявления предполагает выработку алгоритма управления такой скважиной путем переключения потоков между лифтовыми каналами (ЦЛК и МКП) и регулирования степени открытости регулирующего штуцера.
Для этого необходимо располагать гидравлическими характеристиками лифтовых каналов, учитывающих, что по ЦЛК движется двухфазный поток, а по МКП – однофазный газовый с незначительным содержанием жидкости.
Для измерения потерь давления в лифтовых каналах в другой скважине с КЛК – No511 Уренгойского НГКМ в состав компоновки ЦЛК был включен забойный манотермометр. Результаты промысловых гидродинамических исследований при работе скважины No511 Уренгойского НГКМ только по центральной лифтовой колонне и только по межтрубному кольцевому пространству с замером забойных и устьевых параметров представлены в Таблице 1.
Таблица 1 – Результаты обработки ГДИ скважины No511
Dшб Рцлк Тцлк Рмкп Тмкп Рзатр Рдикт Тдикт Qгаза Qmin Qводы Qводы Vфакт Vmin Рзаб К-ты фильтр-х
мм МПа оС МПа оС МПа МПа оС т. м3/сут т.м3/сут кг/час т/сут м/с м/с МПа сопротивлений аb
Работа скважины на ГФУ по МКП ГДИ от 05.03.2020 (Токр.среды от -16оС до -19оС)
раб. – 0,99
1 16,0 1,21
2 18,0 1,19
3 21,0 1,17
4 24,0 1,14
5 27,0 1,12
ст. – 1,29
-6,4 1,00 7,5 1,12
-13,3 1,11 4,0 1,22 -15,1 1,09 4,3 1,20 -16,4 1,06 4,5 1,17 -17,5 1,00 5,0 1,14 -18,7 0,93 5,8 1,12 – 1,29 – –
—–
–
– – – – –
– – 1,22
2,82 5,74 1,34 3,58 5,80 1,32 4,81 5,87 1,29 6,04 5,95 1,25 7,12 6,02 1,22
– – 1,45
1,10 -4,6 48,1 97,86 1,08 -4,7 59,9 96,97 1,04 -4,5 78,5 95,81 0,97 -4,4 95,9 94,48 0,88 -4,2 110,5 93,40
– – 0 –
– – – – –
0,0047 0,0000003
Работа скважины на ГФУ по ЦЛК ГДИ от 16.03.2020 (Токр.среды от -17оС до -21оС)
раб. –
0,97 1,3 1,27 -13,9 1,27 – –
– – – – 1,39
1 9,0 1,17 1,0 1,28 -11,7 1,27 1,17 -5,5 15,0 14,5 1,24 0,03 5,74 5,55 1,42
2 13,0 0,99 1,5 1,27 -9,9 1,26 0,98 -4,9 26,1 14,4 1,08 0,03 10,09 5,59 1,40
3 15,0 0,86 2,5 1,26 -9,2 1,25 0,85 -5,4 30,2 14,4 0,93 0,02 11,80 5,61 1,39 0,0023 0,00007 4 17,0 0,74 3,1 1,25 -10,5 1,24 0,72 -5,9 32,8 14,4 0,86 0,02 12,86 5,63 1,39
5 13,0 0,99 2,4 1,27 -11,8 1,26 0,98 -7,5 26,2 14,4 0,95 0,02 10,14 5,59 1,40
ст.
–
1,29
–
1,29
–
–
–
–
–
–
–
1,45
Результаты замеров на 1 и 4 режимах работы скважины по ЦЛК зафиксировали снижение объемов отсепарированной жидкости при увеличении расхода газа.
Сравнительный анализ измеренных потерь давления в ЦЛК (на 1-ом, 2- ом и 4-ом режимах) скважины No511 с результатами расчета по методикам а) Анзари, б) Беггс и Брилл, в) Беггс и Брилл (модиф.), г) Грэй, д) Хагедорн и Браун, е) Мукерджи и Брилл, ж) Оркижевский1, а также методикам ВНИИГАЗа (Николаев О.В. и Шулепин С.А.) показал следующее: минимальную погрешность расчета на первом и втором режиме дает методика Беггса и
1Расчет выполнен с использованием сертифицированного программного комплекса PIPESIM (версии 2015.4). 14
Режим

Брилла (модиф.); на четвертом режиме наилучший результат показала методика ВНИИГАЗ (модиф.) – 11,4%; на четвертом режиме исследования методики расчета, используемые в программе PIPESIM, дают высокую погрешность: от 26,3 до 29,8% (Рисунок 4).
Из Таблицы 1 следует, что наибольшее влияние на результаты расчета градиента давления оказывает количество отсепарированной жидкости, которое уменьшается с увеличением дебита газа (скорости потока газожидкостной смеси), вследствие перехода структуры восходящего потока в режим «тумана» и неэффективной сепарации мелкодисперсной водной фазы в исследовательском сепараторе.
40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0
5,0 0,0
Погрешность Анзари, % Погрешность Беггса и Брилла, %
Погрешность Беггса и Брилла (модиф.), %
Погрешность Грэя, %
Погрешность Хагедорна и Брауна, % Погрешность Мукерджи и Брилла, % Погрешность Оркижевского, % Погрешность ВНИИГАЗ (модиф.), % Погрешность ВНИИГАЗ, %
124 Номер режима
Рисунок 4 – Погрешность расчетов по ЦЛК скв. No 511
С целью оценки влияния неполного выделения жидкой фазы на исследовательском сепараторе и некорректного учета влагосодержания потока газа в расчетах распределения давления по лифтовым каналам расход жидкости был увеличен для всех режимов. В частности, на Рисунке 4 представлены результаты расчетов погрешности потерь давления в ЦЛК при увеличении расхода жидкости на 30%.
Как следует из Рисунка 5, при движении газожидкостного потока на 1 и 2 режимах (как с расходом жидкости, так и на сепараторе, так и его корректировкой на +30%) наибольшей сходимостью к измеренным потерям давления в центральной лифтовой колонне характеризуется метод Беггса и
Величина погрешности, %

Брилла (модиф.). Но на 4-м режиме этот метод показал высокую погрешность в 28,7%, снижающуюся за счет корректировки расхода жидкости до 12,3%.
40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0
5,0 0,0
Погрешность Анзари, %
Погрешность Беггса и Брилла, % Погрешность Беггса и Брилла (модиф.), % Погрешность Грэя, %
Погрешность Хагедорна и Брауна, % Погрешность Мукерджи и Брилла, % Погрешность Оркижевского, % Погрешность ВНИИГАЗ (модиф.), % Погрешность ВНИИГАЗ, %
1
1 с кор. 2
Номер режима
4 4 с кор.
2 с кор.
Рисунок 5 – Погрешность расчетов по ЦЛК скв. No 511 до и после корректировки расхода жидкости
Результаты вычислений градиента давления в межтрубном кольцевом пространстве на 1, 3 и 5 режиме ГДИ, которые также характеризуются как режимы с наибольшим, наименьшим и средним дебитом газа соответственно, показали, что при расчете потерь давления в МКП наименьшее расхождение с опытными данными показала предложенная адаптированная модель (Рисунок 6).
30,0 25,0 20,0 15,0 10,0
5,0 0,0
Погрешность Анзари, %
Погрешность Беггса и Брилла, % Погрешность Беггса и Брилла (модиф.), % Погрешность Грэя, %
Погрешность Хагедорна и Брауна, % Погрешность Мукерджи и Брилла, % Погрешность Оркижевского, % Погрешность ВНИИГАЗ (модиф.), % Погрешность ВНИИГАЗ, %
135 Номер режима
Рисунок 6 – Погрешность расчетов потерь давления в МКП скв. No 511 16
Величина погрешности, %
Величина погрешности, %

Стоит отметить, что все модели расчета как по ЦЛК, так и по МПК показали высокую сходимость с фактически замеренными на устье температурами, отклонения не превысили 2%.
В четвертой главе представлены результаты газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации газа по стандартной методике при работе скважины No 514 Уренгойского НГКМ на горизонтальную факельную установку по линии ЦЛК на различных режимах работы с замерами дебита газа по показаниям диафрагменного измерителя критического течения и определением количества жидкости и мехпримесей в пескоотделителе скважинном устьевом (ПСУ), установленном на линии центральной лифтовой колонны и предназначенным для отделения жидкости и мехпримесей на устье газовой скважины. Целью испытаний было определение возможности использования сепарационного оборудования в процессе эксплуатации и проведении газодинамических исследований. В ходе испытания было отмечено:
– входные и выходные трубопроводы обвязки сепарационного оборудования должны исключать возможность скопления жидкости в трубопроводе (Рисунок 7);
Рисунок 7 – Участок образования ледяной пробки
– подтверждена работоспособность ПСУ для отделения скважинной жидкости в составе обвязки устья газовой скважины при температуре окружающей среды до ­10оС при проведении ГДИ;
– подтверждена работоспособность ПСУ для отделения мехпримесей, однако оценочная эффективность сепарации в условиях проведения испытания (залповый выброс 1,5 кг песка) составила порядка 80%.
Для определения работоспособности оборудования в составе обвязки устья газовой скважины, а также проверки возможности использования ПСУ в процессе эксплуатации, испытания были проведены в холодное (18-24.02.2020 г.) и теплое (22-26.06.2020 г.) время года.
Исследования проводилось на разных режимах (расход по ЦЛК: 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1100 м3/ч) длительностью 24 часа каждый, скважина при этом работала одновременно по ЦЛК и МКП, с автоматическим поддержанием расхода по ЦЛК. Количество жидкости определялось по времени заполнения ПСУ на каждом режиме с шагом в один час, два часа и три часа, перед каждым шагом ПСУ полностью опорожнялось до газа. В связи крайне малым содержанием мехпримесей в продукции скважины No514 по результатам испытаний определялось только содержание жидкости.
По результатам проведенных испытаний в холодное и теплое время года наблюдается нехарактерное распределение объема выносимой жидкости, где с увеличением депрессии на пласт, соответственно, и с повышением скорости потока, расхода газа ее количество не возрастало. Вероятной причиной этого является «туманный режим потока», т.е. водяной пар не успевает сконденсироваться в капельную влагу в скважине при прохождении зоны вечной мерзлоты и, как следствие, происходит унос жидкости ввиду несоответствия технических характеристик центробежных элементов ПСУ на режимах более 800 м3/час работы скважины.
Для решения проблемы неэффективности работы сепарационного блока было предложено установить металлическую рулонную сетку во входном коллекторе ПСУ (Рисунок 8, 9). Принцип работы сетки заключается в том, что она выступает в качестве коагулятора, обеспечивающих слияние мелкодисперсных капель жидкости в более крупные.
Рисунок 8 – Место установки металлической рулонной сетки
Рисунок 9 – Монтаж металлической рулонной сетки
Так как измерение объема жидкости проводилось при различных расходах по ЦЛК, то для анализа результатов испытаний их результаты преобразованы в удельное содержание воды в газе, полученное на ПСУ. На Рисунке 10 приведен сводный график результатов испытаний ПСУ, в котором красная пунктирная линия соответствует испытаниям с рулонной сеткой. Удельное количество отсепарированной воды находится в диапазоне 3-4 г/м3 газа и практически не снижается при увеличении расхода. Таким образом, применение сетки позволило расширить эффективный диапазон работы ПСУ.
Рисунок 10 – Удельное количество воды к расходу газа, полученное на ПСУ за все испытания
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Порезультатаманализатехнологическихрежимовработыскважинна поздней стадии разработки сеноманской газовой залежи выявлены основные факторы, обусловливающие снижение дебитов скважин ниже критических значений и являющиеся причиной самозадавливания:
–ограничение дебитов газа из-за необходимости снижения выноса механических примесей или недопустимости превышения максимально- допустимой депрессии на пласт;
–интенсивный приток подошвенной воды;
–недостаточная скорость восходящего потока газа в лифтовых трубах Ду168, приводящая к накоплению пластовой и/или конденсационной жидкости на забое.
2. Анализ многолетнего отечественного и зарубежного опыта эксплуатации газовых скважин с водопроявлением в условиях низких пластовых давлений подтвердил возможность и целесообразность эффективного использования технологии применения КЛК на скважинах сеноманских залежах Надым-Пур-Тазовского региона ЯНАО для обеспечения устойчивой добычи газа в течение длительного периода. Вместе с тем показано, что технология эксплуатации газовых скважин по КЛК нуждается в усовершенствовании и поиске решений для предотвращения образования
жидкостных пробок, льда и газогидратов в газосборных сетях и по обеспечению стабильной работы всей газосборной системы.
3. Результаты испытаний скважины No 514 Уренгойского НГКМ, оборудованной КЛК, без применения автоматизированного технологического комплекса, показали, что при РМКП/РЦЛК>1,15 скважина устойчиво эксплуатируется в газосборный коллектор одновременно по двум колоннам и обеспечивается вынос конденсационной воды по ЦЛК. В диапазоне 0,98<РМКП/РЦЛК<1,10 скважина эксплуатируется только по МКП. Для скважины No514 оптимальными условиями эксплуатации без автоматического регулирования дебита газа является поддержание режима в диапазоне 1,2>РМКП/РЦЛК>1,15, в котором скважина устойчиво эксплуатируется в газосборный коллектор одновременно по МКП и по ЦЛК.
4. На основе сравнительного анализа промысловых данных скважины No514 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения и рассчитанных по модели ВНИИГАЗа параметров предложены настройки коэффициентов уравнения модели. Адаптированная расчетная модель позволяет существенно снизить погрешность расчетов технологических режимов эксплуатации скважины с КЛК (расхождение измеренных и замеренных параметров снизилось до 5 % и обеспечило соответствие режимов эксплуатации).
5. По результатам газодинамических исследований скважины No511 Уренгойского НГКМ при её работе селективно по центральной лифтовой колонне или по межтрубному кольцевому пространству с замером забойных и устьевых параметров установлено, что уровень жидкости в работающей по МКП скважине зафиксирован на отметке 1193,3 м, в остановленной – 1197 м. При работе скважины по линии ЦЛК в газосборный коллектор уровень жидкости зафиксирован на отметке 1190 – 1191,8 м. Установлено, что при проведении ГДИ по центральной лифтовой колонне с увеличением дебита газа, измеряемый в исследовательском сепараторе стандартного исполнения расход жидкости уменьшается, что является следствием снижения эффективности сепарации.
6. По результатам сравнительного анализа расчетных значений, выполненных в программном комплексе PIPSIM и замеренных параметров на разных режимах газодинамических исследований, определена методика с наименьшей погрешностью расчета для центральной лифтовой колонны (модифицированная Беггс и Брилл). Установлено, что сходимость расчетных
потерь давления к замеренным при движении газожидкостного потока в центральной лифтовой колоне чрезвычайно чувствительно к содержания жидкой фазы в потоке, часть которой может находиться в мелкодисперсном состоянии и не улавливаться устьевыми исследовательскими сепараторами. Для межтрубного кольцевого пространства расчет потерь давления по известным методикам характеризуется удовлетворительной точностью, однако большую тучность обеспечивает предложенная в работе адаптированная модель.
7. По результатам испытаний устьевого сепаратора показано, что применение в обвязке скважин газоочистных устройств обеспечит транспортировку газа от скважины на установку комплексной подготовки газа без попутной жидкости и мехпримесей, что предотвратит возможные явления гидрато- и льдообразования в газосборном трубопроводе и приведет к снижению гидравлических потерь и повышению производительности скважин. Тем не менее, температурный диапазон работы устьевого сепаратора в зоне отрицательных значений окружающей среды сохранит подачу метанола или потребует дополнительной теплоизоляции оборудования.