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

ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИМ МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ХАРВУТИНСКОЙ ПЛОЩАДИ ЯНГКМ В УСЛОВИЯХ ВЫНОСА ПЕСКА И ЖИДКОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАТЧИКОВ-СИГНАЛИЗАТОРОВ ДСП-А

УДК 622.276

С.В. Завьялов, ПАО «Газпром»

B.Д. Кушнирюк, ПАО «Газпром»

C.Н. Горлов, ПАО «Газпром»

З.А. Магомедов, АО «Сигма-Оптик»

На основании опыта разработки скважин Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения авторами статьи анализируются факторы снижения общей эффективности добычи газа, такие как вынос жидкости и песка, образование гидратных и глинисто-песчаных пробок, эрозия оборудования и др. В качестве мер по оптимизации добычи углеводородов в описываемых условиях рассматриваются разработка и применение специализированной контролирующей аппаратуры: акустических датчиков-сигнализаторов механических примесей и капельной влаги как элементов автоматизированной системы телеметрического контроля. Описан принцип действия данных приборов, проиллюстрированный примерами осуществления мониторинга режимов эксплуатации скважин на основе показаний датчиков при использовании установки «Надым-1».

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ДОБЫЧА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА, ПЛАСТОВАЯ ВОДА, ГИДРАТНЫЕ ПРОБКИ, ГАЗОВОДЯНОЙ КОНТАКТ, ВЫНОС ПЕСКА И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ, ТЕЛЕМЕХАНИКА, МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, АКУСТИЧЕСКИЙ ДАТЧИК-СИГНАЛИЗАТОР МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ

Интенсивная эксплуатация уникального Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ) в конце прошлого столетия привела к существенному перераспределению пластового давления по установкам комплексной подготовки газа (УКПГ) и частичному обводнению залежи (рис. 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 разработки отечественной аппаратуры для контроля выноса песка и капельной влаги

Zavyalov S.V., Gazprom, PJSC

Magomedov Z.A., Sigma-Optik, JSC

Telemetric monitoring of operation regimes of the wells of the Kharvutinsk Area of the Yamburg Gas Field in conditions of sand andliquid recovery with the use of DSP^ alarm sensors

Based upon the experience of developing the wells at the Yamburg Gas Field, the authors analyze the factors of decrease in the general efficiency of gas recovery, such as sand and liquid recovery, hydrate and argillo-arenaceous blockage, equipment erosion, etc. As measures to optimize hydrocarbon recovery in the said conditions, the authors review the development and use of specialized monitoring equipment: acoustic alarm sensors of mechanical impurities and condensed moisture as elements of a computer-aided telemetric monitoring system. They describe the operation principle of such devices as exemplified by monitoring operation regimes of wells based upon sensors' data when using a "Nadym-1" unit.

KEY WORDS: GAS AND GAS CONDENSATE RECOVERY, STRATUM WATER, HYDRATE BLOCKAGE, GAS-WATER CONTACT, SAND AND CONDENSED MOISTURE RECOVERY, TELEMETRY, WELL OPERATION MONITORING REGIME, ACOUSTIC ALARM SENSOR OF MECHANICAL IMPURITIES AND CONDENSED MOISTURE, HYDRODYNAMICRESEARCH

(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 ед. ДС в модификации ДСП-АКЭ.

Анализ тенденции к изменению давления по всей площади ЯНГКМ показал, что наиболее низкое его падение отмечается по центральным УКПГ. Это подтверждается уровнем газоводяного контакта (рис. 1). Установка датчиков-сигнализаторов капельной влаги и твердых включений (ДСП-АКЭ) на Анерьяхинском и Харвутинском участках была произведена в целях контроля выноса жидкости и песка в потоке газа на более ранних этапах эксплуатации скважин, а также для предупреждения вышеуказанных негативных факторов. Постоянный телеметрический мониторинг показаний датчиков позволяет своевремен-

но корректировать режимы эксплуатации газовых скважин.

В табл. 1 представлено количество скважин, относящихся к различным УКПГ месторождения, с зафиксированным выносом песка (согласно данным гидродинамических исследований (ГДИ), проведенных с помощью коллектора «Надым-1»).

В скобках отмечено число скважин с пескопроявлениями, которые отмечались на данных УКПГ ранее, до проведения ГДИ. Следует отметить, что исследования при помощи коллектора «Надым-1» за 9 месяцев 2016 г. были проведены на проблемных скважинах в соответствии с планом работ геологической службы и службы добычи газа.

Таблица 1. Cтатистичeскиe данные наблюдений пескопроявлений по сеноманским скважинам ЯHГKМ

Скважины с пескопроявлениями по состоянию на 01.07.2016 г.

УКПГ 1 2 3 4 4А 5 6 7 8 9

Число скважин 2 1 0 2 2 0 1 3 4 2

с выносом песка

Ямбургское НГКМ. Сеноманская ЗАЛЕЖЬ. Карта подъема ГВК по состоянию на 01.01.2016 г.

Рис. 1. Степень обводненности различных участков ЯНГКМ

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

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 аварийных 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 (табл. 2) передаются верхней системе АСУ ТП по ее запросу.

Полученные данные выводятся на диспетчерский интерфейс оператора в виде хронограмм зарегистрированных уровней, которые при необходимости

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

Таблица 3. Фактические и расчетные данные ГДИ скв. И.26.2

№ Диаметр дебит, q q

режима диафрагмы, тыс. воды, песка, воды, песка,

мм м3/сут л гр. см3/м3 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

Исследование скважины № 926.2

I —Песок Вода

Уровень выноса / d шайб! Л

V

\

Л V д Л

'л \ / N Л

/ \ \ V ¡Яо дав гЙ» Л «Рй 1^55 Уч

11:00 ГЙ5 12:» 1^30 ШИ

— Песок & 0 5 4 % 0 £ 4 3 4 0  о 1 0 0 0 0 0 1 0 0

--Вода 9 0 3 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 о 0 0 0 0 0 0 <1 0 Ф 0 <1

—*—йш 15 19 15 15 15 15 15 15 15 15 1254 125* 12 5* 12 в* 15 85 «.и 10 и »7 9.7 87 в-7 »7 87 »7 8.7 *7

20.09.2009 г.

Рис. 3. Синхронизация уровней ВПВ и режимов ГДИ скв. И.26.2

сравниваются с результатами ГДИ скважины. На рис. 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 скв. И.26.2 (2009 г.). Синим цветом выделены уровни выноса капельной влаги, черным - уровни выноса песка при фиксированных диаметрах измерительных диафрагм коллектора «Надым-1». На рис. 3 представлен результат синхронизации тех же показаний с периодами работы скважины при ее исследовании на различных режимах с применением коллектора «Надым-1». В табл. 3 приведены фактические и расчетные данные ГДИ скважины.

Из данных табл. 3 видно, что в процессе ГДИ максимальный дебит скв. И.26.2 составил 344 000 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 г. 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 рис. 4 приведено графическое отображение по-

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

10

(U S 9

I (U 8

с m 7

ш Ч 6

m 5

с 4

m 3

.0

I (U 2

ш о 1

. > 0

«Песок»

«Вода»

Р, МПа

Qra3a

-T, °С 25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,0

ш

п

СС

о

X о ш

Q.

Ш

О.

>

н ш о.

Рис. 4. Показания ДСП-АКЭ при различных режимах на начальном этапе мониторинга скв. И.56.1, характерные для Харвутинской площади в 2009-2010 гг.

казаний датчика № И.56.1 при различных режимах на начальном этапе эксплуатации газовых скважин.

Из рис. 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 объемов воды по 2-му и 3-му уровням.

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

Сравнительный анализ данных табл. 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.

АО «Сигма-Оптик»

КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ АКУСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ПОРШНЯ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ ГАЗОПРОВОДУ

1. Назначение

ОАКПП предназначена для автоматического контроля движения внутритрубного инспекционного снаряда (очистного поршня и дефектоскопов) по магистральному газопроводу и регистрации момента прохождения поршня через контролируемую крановую площадку (КП). Информация о движении передается внешней системе контроля по каналам телемеханики (ТМ) или GSM. Одновременно осуществляется запись обработанного акустического сигнала движения поршня в цифровом виде во внутреннюю память комплектов ОАКПП, установленных на крановых площадках и диспетчерской ЭВМ.

2. Принцип действия

Принцип действия ОАКПП основан на выделении из технологического шума газопровода акустических сигналов ударов движущегося поршня в момент прохождения сварных соединений трубных секций и вибрации узлов крановой площадки.

В комплект ОАКПП входят:

• Моноблок

• Устройство управления и регистрации

• Модем сотовой связи

• Note Book.

Функциональные возможности системы:

• Отображение информации о прохождении поршня через КП и его движении в реальном времени (скорость, место нахождения, остановки, прогнозируемое время прибытия).

• Автоматическая регистрация момента прохождения поршня через контролируемые КП.

• Обеспечение технологической службы текущими данными для управления технологическим процессом движения поршня.

• Определение места остановки поршня с погрешностью ± 50 м.

ОАКПП может использоваться как в мобильном, так и в стационарном вариантах. В стационарном варианте ОАКПП устанавливается на длительный срок и включается в работу по мере необходимости подачей питания. ОАКПП размещается и транспортируется во влагозащищенном металлическом корпусе с автономным источником питания и модемом.

Обработка сигналов для принятия решений о прохождении поршня через крановую площадку осуществляется параллельно на нижнем уровне с привлечением процессорных ресурсов УУР ОАКПП и на верхнем уровне - в диспетчерской ЭВМ на основании результатов обработки текущих показаний вибродатчика. Расчет динамики движения поршня осуществляется на уровне диспетчерской ЭВМ на основе результатов обработки текущих показаний акустического датчика. Одновременный анализ динамики амплитуды вибрационного и акустического сигналов позволяет ОАКПП однозначно принять решение о прохождении площадки и зафиксировать этот момент с точностью до нескольких секунд на интерфейсе Программы.

3. Конструктивное исполнение

Конструктивное исполнение ОАКПП - взрывобезопасное, учитывающее наличие потенциала катодной защиты. Моноблок устанавливается на крановой площадке на выступающих узлах запорной арматуры или на стояке отбора импульсного газа.

4. Условия эксплуатации:

• открытая площадка,

• диапазон температур (-40 ... + 50) °С,

• влажность до 98 %.

АО «Сигма-Оптик»

141570 Московская область, Солнечногорский р-он, п. Менделеево, ФГУП «ВНИИФТРИ»

Тел./факс: (495) 536-41-18

E-mail: admin@sigma-optic.ru, office@sigma-optic.ru, Http://www.sigma-optic.com

Тгол, °С Влагосодержание газа

5,00 5,50 6,00 6,50 7,00 7,50 8,00 8,50 9,00 9,50 10,00

♦ воды, см3 / м3 Ргол, мпа -Полиномиальная ^ воды, см3 / м3)

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

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

Рис. 7. Уровни превышения ВПВ при проведении ГДИ на скв. И.17.1 с помощью установки «Надым-1»

Дифференциация количественных значений влагосодержания газа с привязкой к показаниям уровня превышения ДС обусловлена также различными рабочими характеристиками скважин.

На рис. 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.

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 рис. 6 показана характерная динамика изменения сигналов ДС по механическим примесям в 2011 г. Как правило, наблюдается постепенный переход от единичных сигналов и регистрации объемов твердых включений различной продолжительности до постоянного сигнала, сначала по 1 -му, а затем и по 2-му уровню превышения. Так, при регистрации датчиком выноса механической примеси по максимальному 5-му уровню наблюдается вынос объемов воды до 2-4-го уровня.

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» (рис. 2, 3, 7).

На рис. 8 представлена хронограмма сигналов датчика № И.29.2 по превышению уровней ВПВ при эксплуатации скважины в заданном диапазоне технологического режима. При увеличении дебита

Рис. 8. Пример хронограммы сигналов датчика № И.29.2 в 2011 г.

газа на 1 тыс. м3/ч 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.

По скв. И.29.2 (рис. 8) в интервале времени с 20.01.2011 г. по 22.01.2011 г. 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 прослеживаются, начиная с нулевых значений при расходе газа 18 500 м3/ч, вынос «влажного песка» при дебите 19 200 м3/ч, увеличение объема жидкой фазы до максимального 3-го уровня при расходе газа 19 500 м3/ч. Постепенное снижение расхода наглядно демонстрирует обратный порядок изменения соотношения фазового состояния ВПВ.

При изменении расхода газа по скв. И.29.2 отображение сигналов ДС выглядит иначе. Отмечалось постоянное превышение выноса песка по 1-му уровню при расходе газа 17 500 м3/ч, возрастание до 2-го уровня и скачкообразное изменение в течение всего времени работы скважины с дебитом около 19 500 м3/ч. 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 объемов воды (выделены синим цветом на хронограммах). Рис. 8 наглядно демонстрирует прямое соответствие выноса объемов жидкости с синхронным (или сразу вслед за выносом песка) увеличением значений расхода газа. При этом чем больше объем выноса 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 20112016 гг. 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 алев-ролитовых фракций и высокой чувствительностью датчика. Учитывая, что полученные данные от датчиков регистрировались только в условиях отрицательных температур наружного воздуха в январе (рис. 10), можно утверждать о наличии и одновременной регистрации частиц гидрата. Переохлаждение паров воды вызывает их фазовый переход в твердое состояние с образованием кристаллов - де-сублимацию. 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 с характером угла обдува назем-

Показания датчика И.17.1

«Вода»

«Песок»

^газа

6

5 -4

3 -Ь 2 1 0

счсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсчсч ооооооооооооооооооооооо ооооооооо ^

16,8 16,6 16,4 16,2 16,0 15,8 15,6 15,4 15,2 15,0 14,8 14,6 14,4 14,2 14,2

И

О X

Рис. 9. Графическое отображение архивированных данных датчика № И.17.1

5

4

о

о. >

2

0

ооооооооооооооооооооо

о о 1-т^ Я сч сч О О т- о о

О О 1- о

О 1-

сэ со  о о п о

о о 1- о

© 1- О О 1-

ю ю  ш ш  о о ю о о ш

О О 1-

И

О X и ш о.

«Вода»

«Песок»

Qгаза

Рис. 10. Динамика изменения расхода газа и сигналов датчика № И.17.1

6

2 з

1

ной ФА. Таким образом, регистрация датчиком возрастающей динамики значений по твердым включениям имеет вполне логичное объяснение. В то же время увеличение темпа добычи газа в данный 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 газо-

вой смеси может образовывать сложные компонентные системы. К примеру, 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-гидрат-ной фракции. Исходя из этого, можно заключить, что первые

признаки одновременного появления жидкости и твердых включений в продукции скважин регистрируются датчиками идентично в переходной области их частотных характеристик.

На рис. 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 ее дебита на 2000 м3/ч (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.

Наличие свободной воды в виде капельной фазы (2-4-й уровень) датчик зарегистрировал в период с 01.01 по 04.01.2011 г. (рис. 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.

Взаимосвязанное отображение показаний датчика по уровню превышения ВПВ и динамики изменения устьевых параметров (давление, температура)свиде-тельствует 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 обнаружились песок и следы абразивного износа запор-но-регулирующей пары (рис. 11). В таком случае возникает необходимость снижения дебита и депрессии по аварийной скважине для предотвращения разрушения пласта-коллектора

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

Рис. 12. Динамика пуска скв. И.58.1 в работу с синхронным контролем ВПВ датчиком ДСП-АКЭ

и выноса песка. Это снижение компенсируется другими скважинами куста.

Показательный пример установления дебита скважины без выноса песка и жидкости после плановой остановки демонстрируется на рис. 12. На графике четко прослеживается начало выноса песка, достигающее максимального 5-го уровня при выходе скважины на заданный режим и постепенно убывающее его содержание в течение трех часов работы. Как показано на рис. 12, значительное содержание твердых включений в потоке газа является следствием выноса объема 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 объема жидкости из трубопровода в течение 1 ч, что было одновременно визуально зафиксировано по потоку газа на ГФУ и датчиком ДСП-АКЭ.

Вынос воды из трубопровода со сложным геологическим профилем, как видно по рис. 12, зарегистрирован датчиком по 2-му уровню превышения. Возрастающий объем выноса воды из скважины ранее подтверждался увеличением количества продувок газопровода-шлейфа: в 2011 г. - 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

1. 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.

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 пара-

метров 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 иссле-

дования 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 сква-

жин. 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 гидратообра-зования и оптимизации расхода ингибитора.

5. 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.

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. Балавин М.А., Клименко А.Н., Жогун В.Н. и др. Акустический датчик-сигнализатор ДСП-А // Газовая промышленность. - 2007. - № 1. -С. 83-84.

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

2010. - 36 с.

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

REFERENCES

1. Balavin M.A., Klimenko A.N., Zhogun V.N., et al. Acoustic DSP-A Alarm Sensor // Gas Industry. - 2007. - No.1. - P. 83-84.

2. Nazarov S.I., Gorlov S.N., Tyablikov A.V., Alimgafarov R.I. Method of Computer-Aided Monitoring of Liquid and Sand Recovery at the Cenomanian Wells at the Yamburg Gas Field in Conditions of Gas Recovery Decrease. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2010. - 36 p.

3. Kostikov S.L., Parfenov K.V., Magomedov Z.A., et al. Use of Alarm Sensors of Sand and Condensed Moisture Recovery to Monitor Operation of UGPS's wells // Oil and Gas Industry. - 2016. - No. 2.