Збільшення обсягів відбору газу в умовах періодичної експлуатації газоконденсатних свердловин

Abstract

Розглянуто проблемні питання, які виникають при експлуатації газоконденсатних свердловин на завершальній стадії розробки, зокрема, роботу газоконденсатних свердловин в умовах періодичних відборів газу. Експлуатація таких свердловин характеризується неефективним керуванням, що в подальшому призводить до зменшення видобутку газу. Обґрунтовано необхідність забезпечення автоматичного контролю параметрів роботи свердловин шляхом встановлення давачів тиску та температури на гирлі свердловини та вхідній нитці на УКПГ. Таким чином, забезпечується можливість контролювати параметри роботи свердловин в реальному часі та проглядати архівні дані на персональному комп’ютері. Запропоновано автоматизувати пуск та зупинку роботи свердловин шляхом монтажу системи регулювання на вхідній нитці. Дані впровадження дають змогу здійснювати постійний моніторинг за роботою свердловин, тобто буде можливість контролювати і фіксувати зміну тиску та температури, підібрати оптимальний режим роботи, виключити ручне керування. Оперативніше реагувати у разі виникнення різних ускладнень, наприклад, накопичення рідини, відкладання гідратів, і цим самим збільшити відбір вуглеводнів. Обґрунтовано доцільність роботи газоконденсатних свердловин на менший тиск газозбірного колектора, зокрема на дотискуючу компресорну станцію, що дасть можливість зменшити час простою свердловин.

The article deals with the issues occurring due to gas condensate wells operation at the final stage of development particularly gas condensate wells production during periodically gas extraction. The operation of such wells is characterized by the inefficien running that leads to the further decrease of gas production. The necessity is proved to provide the automated control of well operation parameters by setting pressure and temperature sensors at the wellhead and inlet line at the gas treatment plant. Thus, there will be the possibility to control well operation parameters in real time and look through the archived data on the personal computer. Automation of wells starting and shutting down is suggested by setting the regulatory system at the inlet line. These implementations will enable permanently to monitor wells operation, i.e. to control and record pressure and temperature differentiation, to select the optimum operation mode, to eliminate manual control, more efficiently to respond in case of failures occurrence, e.g. at liquid accumulation, carbohydrate sedimentation and thus to increase the recovery of hydrocarbons. The efficiency of gas condensate operation has been proved at lower pressure of the gas gathering line header, in particular the boosting compressor station that will able to reduce downtime.