Способи очищення внутрішньої порожнини шлейфів газових та газоконденсатних свердловин

Abstract

В статті акцентовано увагу на основних проблемах, що виникають при експлуатації газових та газоконденсатних свердловин, зокрема, накопичення рідини та відкладання гідратів у шлейфах свердловин. Проведено огляд різних способів видалення води та газового конденсату з внутрішньої порожнини шлейфу, що накопичується в понижених ділянках. Проведено аналіз параметрів експлуатації газоконденсатних свердловин Юліївського НГКР та визначено швидкість газорідинного потоку в шлейфах. За результатами проведеного розрахунку рідина накопичується через недостатню для самоочищення швидкість газорідинного потоку. Причиною цього є значна кількість місцевих опорів, висхідних та низхідних ділянок, значна довжина шлейфа, що вимагає застосовування різних заходів для видалення рідини з шлейфа. Одним із ефективних способів очищення є продування шлейфів в атмосферу на амбар свердловини. На прикладі газоконденсатної свердловини розраховано втрати газу при продуванні шлейфа, які включають спорожнення шлейфу від газу високого тиску шляхом зниження тиску до атмосферного та з подальшим подаванням висонапірного газу. Запропоновано заходи для зменшення втрат газу при продуванні шлейфів газоконденсатних свердловин різними способами. Рекомендується спорожнення шлейфу від газу високого тиску до атмосферного спочатку здійснювати на установку підготовки газу до тиску першої ступені сепарації, а відтак на амбар свердловини чи установки. В подальшому необхідно здійснювати продування шлейфу високонапірним газом шляхом подавання його з установки підготовки газу на амбар свердловини. Інший спосіб включає подавання газу з устя свердловини шляхом її пуску в роботу на установку підготовки газу. При цьому свердловина набирає тиск, вищий від робочого, оскільки перед спорожненням шлейфу її закривають. На практиці застосовували наведені способи та отримали позитивний результат.

В статье акцентировано внимание на основных проблемах, возникающих при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в том числе накопление жидкости и отложение гидратов в шлейфах скважин. Проведен обзор различных способов удаления воды и газового конденсата из внутренней полости шлейфа, накапливающихся в пониженных участках. Проведен анализ параметров эксплуатации газоконденсатных скважин Юльевского НГКМ и определена скорость газожидкостного потока в шлейфах. Согласно результатам проведенного расчета жидкость накапливается в связи с недостаточной для самоочищения скоростью газожидкостного потока. Причиной этого является значительное количество местных сопротивлений, восходящих и нисходящих участков, значительная длина шлейфа, что требует применения различных мероприятия для удаления жидкости из шлейфа. Одним из эффективных способов очистки является продувание шлейфов в атмосферу на амбар скважины. На примере газоконденсатной скважины рассчитаны потери газа при продувании шлейфа, которые включают опорожнение шлейфа от газа высокого давления путем снижения давления до атмосферного и с последующей подачей высоконапорного газа. Предложено мероприятия для уменьшения потерь газа при продувании шлейфов газоконденсатных скважин различными способами. Рекомендуется опорожнение шлейфа от газа высокого давления до атмосферного сначала осуществлять на установку подготовки газа до давления первой ступени сепарации, а в дальнейшем на амбар скважины или установки. В дальнейшем необходимо осуществлять продувание шлейфа высоконапорным газом путем подачи его с установки подготовки газа на амбар скважины. Другой способ включает подачу газа с устья скважины путем ее пуска в работу на установку подготовки газа. При этом скважина набирает давление, выше рабочего, так как перед опорожнением шлейфа ее закрывают. На практике применяли приведены способы и получили положительный результат.

The article focuses on the main problems that emerge when operating gas and gas condensate wells. These are fluid accumulation and hydrate deposition in lead lines of the wells. The review of different methods for removing water and gas condensate, accumulated in the descending sections, from the internal cavity of the lead lines is carried out. The analysis of operating parameters of gas condensate wells in the Yuliivske oil and gas condensate field was done and gas-liquid flow rate in the lead lines was determined. In accordance with the conducted calculation results, we can say that fluid is accumulated due to insufficient gas-liquid flow velocity for its self-cleaning. The reason for this is the significant number of local resistances, ascending and descending sections, and substantial length of the lead lines. In this regard it is suggested to apply different measures for removing fluid from the lead lines. One of the effective cleaning methods is the lead line purging into the atmosphere into the well pit. Gas losses during the lead line purging were estimated on the example of the gas condensate well and they included lead line dumping from high pressure gas by reducing the pressure to the atmospheric one and further supply of the high pressure gas. The measures to reduce gas losses when purging the lead lines of gas condensate wells by different ways were suggested. We recommend to perform lead line dumping from the high pressure gas by reducing the pressure to the atmospheric one at the gas processing plant to the pressure of the first stage of separation and subsequently into the well or plant pit. In future, the lead line purging should be carried out by supplying the high-pressure gas from the gas processing plant to the well pit. Another method includes supplying of gas from the well, which is put into operation, onto the gas processing plant. Furthermore, the well pressure increases and it is higher than the operating one because the well was shut in before the lead line dumping. In practice, the given methods were applied and positive results were obtained.