Разработка технологии механизированной насосной эксплуатации обводнённых газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Круглов Сергей Владимирович

• Круглов Сергей Владимирович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Круглов Сергей Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО МЕТОДА БОРЬБЫ С ДАННЫМ ОСЛОЖНЕНИЕМ

1.1 Причины и механика обводнения газовой скважины

1.2 Анализ существующих технологических решений проблемы обводнения газовых скважин

1.3 Анализ существующих решений механизированной эксплуатации обводняющихся газовых скважин

1.4 Выводы по главе

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА РЕШЕНИЯ ДЛЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО УДАЛЕНИЯ ВОДЫ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2.1 Требования к насосному оборудованию для удаления жидкости с забоя скважины

2.2 Рассмотрение существующих насосных установок

2.3 Технологии, выбранные для проведения исследований

2.3.1 Насосная установка со ступенью полуоткрытого типа

2.3.2 Насосная установка с реверсивной рабочей камерой

2.4 Выводы по главе

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК И ИХ ЭЛЕМЕНТОВ

3.1 Лабораторные испытания вихревых и центробежно-вихревых рабочих ступеней

3.1.1 Исследуемые образцы

3.1.2 Лабораторный стенд для исследований

3.1.3 Обработка результатов стендовых испытаний

3.2 Лабораторные испытания новой многофазной установки

3.2.1 Изготовление экспериментального образца насосной установки

3.3 Выводы по главе

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

4.1 Информация о месторождении

4.2 Скважина - кандидат для проведения промысловых испытаний

4.3 Варианты спуска погружного насосного оборудования

4.4 Образец насосной установки для промысловых испытаний

4.5 Порядок проведения испытаний

4.6 Результаты испытаний

4.7 Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии механизированной насосной эксплуатации обводнённых газовых скважин»

Актуальность темы исследования

В настоящее время большое количество скважин на газовых и газоконден-сатных месторождениях подвержено процессу накопления на забое жидкости с последующим самозадавливанием. Это ведёт к прекращению подачи газа из скважины, что влечёт за собой большие потери извлекаемого газа и, как следствие, недостижение конечного коэффициента извлечения газа. По прогнозам специалистов в области газодобывающей промышленности к 2030 г. количество скважин, остановленных по причине накопления жидкости на забое скважины, составит до 50% от всего фонда скважин. Особенно актуальна эта проблема на поздней стадии разработки месторождения при снижении пластового давления и производительности скважин. Поэтому поиск решений по борьбе с осложнениями при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях является актуальным.

Диссертационная работа посвящена созданию технологии и технических средств механизированной эксплуатации обводнившихся газовых скважин, исследованиям и промысловым испытаниям разработанных технических решений.

В рамках работы рассмотрен процесс накопления жидкости на забое газовых скважин, а также - изучен мировой опыт борьбы с осложнениями при разработке газовых и газоконденсатных месторождений и выбрано направление для поиска способа решения проблемы удаления воды с забоя скважины.

Разработано насосное оборудование и технология для эксплуатации скважин в присутствии большого количества механических примесей. Создан экспериментальный стенд и проведены лабораторные испытания разработанной технологии.

Проведены исследования модификаций малогабаритных колёс открытого типа с целью определения энергетической эффективности применения для откачки скважинной продукции с повышенным газосодержанием.

В представленной работе приведены результаты промысловых испытаний технологии механизированной насосной эксплуатации обводненных газовых скважин с применением разработанного малогабаритного насосного оборудования.

Целью диссертационной работы является разработка технических и технологических решений для удаления воды с забоя газовых скважин с применением эффективного погружного оборудования.

Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

1. Исследование процесса обводнения газовых скважин на поздней стадии разработки и анализ существующих технологий борьбы с самоглушением газодобывающих скважин.

2. Разработка технических и технологических решений для механизированного способа удаления воды с забоя газовых скважин с применением погружного насосного оборудования.

3. Разработка насосного оборудования для эксплуатации скважин с высоким содержанием газа и механических примесей в добываемой продукции.

4. Создание лабораторной базы для проведения экспериментальных исследований разработанного оборудования при откачке многофазной продукции.

5. Проведение экспериментальных исследований насосного оборудования и отдельных элементов на лабораторном стенде. Получение характеристик работы оборудования.

6. Проведение промысловых испытаний разработанного оборудования для удаления воды с забоя скважины.

7. Исследования притока добываемой продукции обводненного газового пласта при изменении технологических параметров погружного оборудования.

Научная новизна результатов исследования:

1. Разработана конструкция лабиринтно-винтового насоса для перекачки многофазной продукции с повышенной степенью диспергирования газожидкостной смеси в многозаходных винтовых каналах. Предложенная

конструкция позволяет расширить диапазон технических условий эксплуатации разработанного насоса и облегчить его изготовление по сравнению с существующими винтовыми и лабиринтными насосами.

2. Разработана технология эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей с реверсивной рабочей камерой для перекачки многофазной продукции с объёмной концентрацией твердой фазы до 50%, превышающей существующие аналогичные технические решения.

3. Предложено новое техническое решение, основанное на центробежно-вихревых силах, и создан малогабаритный насос с рабочей ступенью полуоткрытого типа для эксплуатации самозадавленных газовых скважин с накопленной на забое водой.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. Разработана технология и технические средства для удаления жидкости с забоя скважины, позволяющие повысить эффективность эксплуатации обводнившихся скважин и продлить срок рентабельной разработки газовых месторождений.

2. Разработан опытный образец малогабаритного центробежно-вихревого насоса с рабочим колесом полуоткрытого типа 2А габарита, предназначенный для эксплуатации нефтяных скважин с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм с повышенным газосодержанием.

3. Разработана конструкция лабиринтно-винтового насоса для добычи многофазной продукции в осложненных условиях.

4. Предложена насосная установка с рабочей камерой реверсивного типа, позволяющая перекачивать продукцию добывающих скважин с высоким содержанием механических примесей.

5. Предложена и реализована технологическая схема скважинного и наземного оборудования для освоения и эксплуатации низконапорных газовых скважин с накопленной водой на забое скважины.

Методология и методы исследований. Поставленные задачи решались экспериментальными и теоретическими методами. В работе использовались сле-

дующие методы логики: метод анализа, метод исследования причинно-следственных связей, метод эмпирического обобщения, метод индукции. Были проведены лабораторные исследования разработанной насосной установки, проведены исследования напорно-расходных характеристик разработанных рабочих колес. Проведены промысловые испытания разработанной технологии, проведено обобщение и анализ полученных результатов.

Положения, выносимые на защиту:

1. Технология механизированной насосной эксплуатации обводнившихся газовых скважин в осложненных условиях.

2. Технология эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей с реверсивной рабочей камерой.

3. Результаты экспериментальных исследований центробежно-вихревого и лабиринтно-винтового насосов при откачке многофазной продукции.

4. Результаты промысловых исследований центробежно-вихревого насоса с рабочей ступенью полуоткрытого типа в газодобывающей скважине газоконденсатного месторождения.

Степень достоверности результатов подтверждена положительными лабораторными исследованиями, а также - результатами промысловых экспериментов. Выносимые на защиту положения диссертации опубликованы в рецензируемых журналах, относящихся к списку ВАК, доложены на конференциях, семинарах.

Личный вклад автора заключается в выборе направления исследований, формулировке цели и задач; в анализе и обобщении литературных источников; в проведении объёма лабораторных исследований, обработке и интерпретации полученных результатов; в подготовке проведения промысловых испытаний; участии в проведении промысловых испытаний и обработке результатов и их апробации в виде публикаций и научных докладов.

Апробация и публикации результатов исследования.

Результаты и основные положения диссертационного исследования докладывались и обсуждались на: 73-й международной молодежной научной конфе-

ренции «Нефть и газ - 2019» (Москва, 2019 г.), 74-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2020» (Москва, 2020 г.).

Основное содержание диссертации опубликовано в 8 научных работах, в том числе - 4 статьи в журналах, включенных в Перечень рецензируемых научных изданий, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ и входящих в международные реферативные базы данных и системы цитирования, 2 патента на полезные модели, 2 доклада на международных научных конференциях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Основной текст работы изложен на 133 страницах машинописного текста, включая 72 рисунка, 13 таблиц и приложения. Список литературы включает 83 наименования.

Благодарности. Автор выражает благодарность за научное руководство д.т.н. профессору Мохову М.А.

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО МЕТОДА БОРЬБЫ С

ДАННЫМ ОСЛОЖНЕНИЕМ

1.1 Причины и механика обводнения газовой скважины

В настоящее время эксплуатация газовых скважин осложняется множеством факторов, основными из которых являются снижение пластового давления на месторождении и накопление жидкости на забое скважины. Два данных осложнения неразрывно связаны между собой. В мировой практике развитие рассматриваемых осложнений подразделяют на 4 этапа, по мере наступления каждого из которых дебит газа снижается, в то время как количество воды в стволе скважины увеличивается, что приводит к прекращению притока в скважину [1].

Первый этап - безводный, в котором в скважину поступает только газ. Затем на забой скважины помимо газа начинает поступать вода, которая накапливается в виде пленки на стенках труб и выносится потоком газа на устье скважины. Третий этап характеризуется равновесием между количеством воды, приходящим в ствол скважины и вынесенном на поверхность. В дальнейшем, по мере падения пластового давления, процесс эксплуатации скважины переходит на четвертый этап, на котором наблюдается увеличение скорости роста столба жидкости в скважине, что в сочетании с уменьшением депрессии на пласт влечет за собой переход на нулевой режим работы газожидкостного подъемника с последующим "самоглушением" скважины. Поэтому крайне важной задачей на завершающем этапе эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений становится задача минимизации потерь при добыче газа и конденсата с использованием наиболее эффективных технологий удаления жидкости из скважин.

Причиной поступления жидкости на забой скважины является то, что газ, двигаясь с высокой скоростью в пласте, захватывает жидкость и стремится вынести ее на дневную поверхность. Высокая скорость движения обеспечивает режим течения, при котором жидкость находится во взвешенном состоянии, что ведет к

малой объемной доле жидкости в потоке и малым потерям давления, вызываемым гравитационной составляющей течения.

Для малодебитных скважин, работающих на пределе рентабельности, очень важно обеспечить удаление жидкости из ствола скважины, так как от этого будет зависеть продолжение или прекращение ее эксплуатации. Скопление жидкости в стволе представляет угрозу для функционирования не только малодебит-ных, но и газовых скважин с высоким устьевым давлением и большим диаметром лифтовой колонны.

Высокая скорость, с которой движется газ, может сопровождаться значительными потерями давления, вызванными трением, в то время как потери давления, вызванные столбом жидкости в стволе скважины, относительно малы.

В тот момент, когда скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает падать, скорость движения жидкости, выносимой газом, снижается. Вследствие чего изменяется характер течения жидкости у стенок труб, что способствует образованию жидкостных пробок и накоплению жидкости на забое. Все указанные факторы увеличивают долю жидкости в потоке газа, что ведет к снижению производительности или полной остановке добычи газа из скважины.

При движении потока газа к устью скважины, вследствие понижения температуры и давления, из него могут выпадать как углеводороды (конденсат), так и частицы воды. В части случаев жидкость может попадать в ствол скважины в результате притока воды из подстилающего водоносного горизонта. Большинство методов борьбы с проблемой обводнения газовых скважин не чувствительны к источнику происхождения жидкости в стволе скважины, но существуют методы, направленные на предотвращение проблем, связанных с конденсацией жидкости и не предотвращающих приток жидкости извне. Отсюда следует необходимость подтверждения того факта, что именно процесс конденсации является источником воды. В противном случае проблема решена не будет.

В том случае, когда скорость газа достаточно высока для удаления большей части или всей воды, поступающей в скважину, пластовое давление и дебит

скважины находятся в режиме устойчивого равновесия. Скважина в этом случае будет работать с постоянным дебитом.

Если скорость газа слишком мала для выноса воды, градиент давления постепенно увеличивается из-за накопления жидкости на забое, что приводит к увеличению противодавления на пласт. По мере увеличения противодавления на пласт темп притока газа в скважину будет постепенно снижаться, до тех пор, пока не перестанет обеспечивать "критической скорости течения газа", которая необходима для постоянного удаления жидкости. При этом будет наблюдаться накопление жидкости в скважине и повышение давления на забое скважины, что приведет к снижению добычи газа и последующему самозадавливанию скважины.

На данный момент скорость движения газа в стволе скважины является основным диагностическим параметром, на основании которого возможно предсказать накопление жидкости на забое газовой скважины [38].

К концу срока эксплуатации скважины уровень жидкости может находиться выше перфорационных отверстий, и газ в виде пузырьков будет подниматься через столб жидкости к поверхности. При этом добыча газа будет вестись с низким, но устойчивым дебитом и жидкость не будет доходить до устья. Если анализировать работу такой скважины без учета ее предыстории, то можно сделать предположение, что никакого скопления жидкости в такой скважине нет, а низкий дебит - последствие снижения пластового давления.

Из многих скважин добывают не только газ, но также конденсат и воду. В случае, если пластовое давление опускается ниже точки росы, конденсат попадает в скважину вместе с газом в жидком виде, если же пластовое давление выше точки росы, конденсат попадает в скважину в виде паровой фазы вместе с газом и может перейти в жидкое состояние в лифтовой колонне или в сепараторе.

Выделяют несколько механизмов попадания воды в газовую скважину:

1. Вода может поступать из водоносной зоны, находящейся выше или ниже газонасыщенного пласта.

2. При водонапорном режиме продвигающаяся по пласту вода достигнет забоя скважины.

3. Несвязанная пластовая вода может выноситься из пласта вместе с газом.

4. Вода или углеводороды могут поступать в ствол скважины вместе с газом в виде паровой фазы и конденсироваться в лифтовой колонне.

Рассмотрим эти источники более подробно.

Конус обводнения возникает в тех случаях, когда дебит газа достаточно высокий, чтобы увлекать за собой воду из подстилающей водоносной зоны, которая может находиться за пределами проперфорированных пропластков. Стоит заметить, что в горизонтальных скважинах проявляются значительно меньшие градиенты давления между газовой и подстилающей водоносными зонами, однако, при очень высоких дебитах мы можем наблюдать аналогичную картину, которая в свою очередь называется не образованием конуса обводнения, а подтягиванием ГВК к горизонтальной скважине.

При работе скважины на водонапорном режиме, то есть когда происходит поддержание пластового давления за счет энергии водоносного горизонта, в конечном итоге наблюдается подтягивание воды к газодобывающей скважине, что в конечном итоге приведет к поступлению этой воды в ствол добывающей скважины, что влечет за собой вышеобозначенные проблемы, связанные с накоплением жидкости на забое.

В случае, если заканчивание скважины выполнено с открытым стволом, или в скважине выполнена перфорация нескольких интервалов пласта, возможен приток воды из других интервалов. Данная ситуация может быть использована в нашу пользу, если водоносная зона располагается ниже продуктивного газового пласта. При помощи различных технических средств и технологических приемов, а также при достижении необходимой приемистости, воду можно закачивать в водоносные интервалы, что позволит газу подниматься на поверхность.

Вследствие низкокачественного цементирования заколонного пространства или разрушения цементного камня возникают заколонные перетоки, позволяющие воде попадать из водоносных пропластков в газовые, а затем - в ствол скважины [2].

Не стоит забывать про воду, которая может находиться в несвязанном состоянии в газоносном пласте. Она также будет поступать в скважину вместе с газом.

Так как при снижении пластового давления дебит газа уменьшается, это также будет сопровождаться увеличением количества жидкости в стволе скважины [51, 52, 53].

Принимая во внимание потенциальное увеличение количества скважин, подверженных обводнению на газовых и газоконденсатных месторождениях, становится очевидной необходимость поиска решения данной проблемы. С этой целью были проанализированы существующие методы борьбы с обводнением газовых скважин, применяемые в России и за рубежом.

1.2 Анализ существующих технологических решений проблемы обводнения

газовых скважин

На ранней стадии обводнения газовых скважин эффективным методом борьбы с осложнением являются технологии водоизоляционных работ, предполагающие комплексное или одиночное проведение следующих мероприятий: создание гидрофобных эмульсионных экранов в продуктивной части газового пласта, искусственная кольматация водонасыщенного пространства, установка цементных мостов, которая в том числе может быть комбинирована с предварительной закачкой различных водоизолирующих материалов [39]. Одним из методов ликвидации водопритока является закачка блокирующей композиции реагентов с последующим закреплением данной зоны цементным мостом. Целью проведения водоизоляционных работ является отсечение обводненной части продуктивного пласта, как правило, обладающего высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Последствием применения данной технологии является затрудненный пуск скважин в работу из-за уменьшения мощности продуктивных пропластков, вовлеченных в разработку. Стоит заметить, что положительный эффект от применения водоизоляционных работ со временем снижается, а количество скважин, на

которых после применения данной технологии наблюдаются проблемы с освоением, растет.

Наиболее распространённым методом удаления жидкости из скважин, не требующим затрат на дополнительное оборудование, является продувка на факельную линию, являющаяся по сути кратковременным увеличением депрессии с целью скачкообразного увеличения скорости движения для кратковременного увеличения дебита скважины. Как известно, увеличение депрессии, пусть даже кратковременное, становится причиной разрушения призабойной зоны пласта, а следовательно - выноса песка и абразивного износа оборудования. Необходимо отметить, что длительность эффекта от применения данного метода борьбы небольшая. В настоящее время разработаны проекты автоматизации продувок скважин с целью оптимизации времени продувки скважин, что позволит повысить их эффективность, однако данное решение не сможет полностью устранить недостатки рассматриваемой технологии [40].

Широкое распространение в современном нефтегазовом секторе получила технология удаления жидкости при помощи поверхностно активных веществ (ПАВ) [59]. При вводе ПАВ в обводненную скважину происходит образование пены, которая впоследствии выносится на поверхность потоком газа. Данная технология основывается на том, что жидкость, удерживаетсяпоенкой пузырьков газа и воздействие оказывается на большую площадь поверхности, что приводит к снижению плотности системы, и как следствие, к снижению градиента давления. Также неоспоримым преимуществом данной технологии является ее применимость в скважинах с крайне малыми дебитами.

В настоящее время разработано несколько методов ввода пенообразователей в скважины как в жидком, так и в твердом состоянии [42, 43, 44, 45]. Эти методы необходимо подбирать индивидуально для каждой скважины в зависимости от их дебита, степени обводненности, конструкции скважин, наличии или отсутствии наземного оборудования, а также величины необходимой дозировки.

Эффективным методом доставки считается закачка ПАВ по капиллярной трубке, спущенной по НКТ в виде жидкости непосредственно в зону смешения,

что позволяет контролировать процесс пенообразования в зависимости от параметров работы скважины.

Недостатком этого метода является возможность образования устойчивых пенных составов, что отрицательно сказывается на работе системы сбора и подготовки скважинной продукции, в частности приводит к снижению дебитов скважин, увеличению загрузки на дожимных компрессорных станциях (ДКС); снижению качества промысловой подготовки газа; потере абсорбента при осушке газа; образованию отложений и снижению проходных сечений на проточных частях промыслового оборудования.

Также применение ПАВ будет затруднено при значительных объемах воды в скважинах, так как для генерации пен содержание вспенивающего активного вещества должно составлять 1,5-3% от веса скопившейся жидкости. Наряду со сложностью с определением количества ПАВ, вводимых в скважину перед продувкой, существует ограничение по скорости потока, при которой может существовать пена. При скоростях потока газа больше 1-2 м/с пена разрушается [4]. Эффективность пенного подъемника зависит от стабильности и структуры пены. Так как на эффективность пенного подъемника влияет множество параметров, часть из которых проблемно определить с высокой точностью, технология в целом - достаточно трудоемка [5, 46].

Еще один из способов создания условий для выноса воды с забоя скважины - это увеличение скорости потока движения газа путем уменьшения диаметра НКТ. Замена лифтовых колонн на колонны с меньшим проходным сечением увеличивает скорость потока и снижает забойное давление. Однако диаметр труб, слишком малый для рабочего дебита скважины, может приводить к избыточным потерям давления на трение и способствовать повышению забойного давления. Данная операция сопровождается уменьшением рабочего дебита скважины на 2050%. Эффект от замены лифтовых труб в скважине длится от 8 до 15 месяцев, в результате чего скважины работают с постоянным дебитом, а жидкость на забое не накапливается. По прошествии этого срока условия для удаления воды снова

ухудшаются до первоначальных, в результате чего возникает необходимость в повторной замене труб на еще меньший диаметр.

Вариант эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам [47, 48, 49,69] - принцип работы данной технологии схож с технологией использования труб меньшего диаметра. Он также основывается на стремлении повысить скорость потока газа за счет разделения потока газа на два раздельных: газ, поступивший из пласта на забое разделяется на два потока, которые поднимаются параллельно по каналам, образованными двумя колоннами труб -центральной лифтовой колонне (ЦЛК) и основной лифтовой колонне (по межтрубному кольцевому пространству - МКП), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой [4]. Потоки газа после подъема к устью соединяются в один газосборный коллектор. Предполагается, что данная технология позволит свести на нет потери суточных дебитов газа в результате уменьшения диаметра труб. Выделяют следующие разновидности применения данного способа удаления газа:

• без ограничения отборов газа;

• с постоянным ограничением отборов газа из межтрубного пространства путем регулировки отбора продукции устьевым штуцером;

• с поддержанием заданного дебита газа по центральной колонне за счет регулирования отбора газа из межтрубного кольцевого пространства;

• с прекращением отбора газа из кольцевого пространства на период удаления скопления жидкости по центральной лифтовой колонне.

Для предотвращения поступления жидкости в лифтовую колонну отбор газа из скважины ограничивают при помощи штуцера на выкидной линии или создания противодавления в газосборном коллекторе.

В результате анализа осложнений, возникающих при работе скважин по технологии концентрического лифта, были выявлены следующие недостатки, препятствующие стабильной работе скважины:

1. Образования гидравлических затворов в центральной лифтовой колонне за счет периодического вытеснения жидкости из кольцевого канала в центральную лифтовую колонну.

2. Появления протяженных песчаных пробок на забое скважины в интервале перфорации из-за недостаточной скорости газа на уровне средних и нижних отверстий перфорации.

3. Образования дополнительных гидравлических сопротивлений потоку газа в виде скоплений жидкости.

Данная технология предусматривает возможность автоматического регулирования дебита газа из скважины таким образом, чтобы дебит на 10-20% превышал минимальное допустимое значение, необходимое для удаления жидкости из ЦЛК. Регулирование может осуществляться путем непрерывного контроля дебита газа на пути потока газа из ЦЛК и изменением отбора газа из МКП. Управление технологическими параметрами может осуществляться при помощи комплекса пневмоавтоматики. Однако в условиях крайнего севера функционирование такого комплекса затруднено ввиду отсутствия надежного средства питания пневмоавтоматики. В настоящее время данная технология не нашла широкого распространения, но известно об успешном применении ее модификации с использованием сталеполимерных труб производства ООО «Псковгеокабель» [7, 8, 9]. Применение этой технологии рекомендовано для случаев обводнения конденсационной водой, но для скважин со значительными притоками воды она не подходит.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Круглов Сергей Владимирович, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дж. Ли, Г. Никкенс, М. Уэллс Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Москва: Пре-миум Инжиниринг, 2008. 384 с.

2. Геологические отчеты ООО «Газпром добыча Ямбург», 2008-2011.

3. Мазанов С.В. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин на примере месторождений Крайнего Севера: спец. 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Ставрополь, 2006. 161 с.

4. Дикамов Д. В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сено-манских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: спец. 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Москва, 2011. 102 с.

5. Солеша М., Шевич С. Оптимизация добычи газа из скважин с накоплением жидкости на забое при использовании пенных реагентов // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. 2006.

6. Ли Г.С., Стройный Э.Т., Печерица А.Ю. Опыт газоконденсатных и газогидродинамических исследований скважин нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 184-189 с.

7. Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам: Р Газпром 2-3.3-556-2011. М.: Газпром экспо, 2011. 29 с.

8. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса. Москва: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 272 с.

9. Концентрические лифтовые колонны на основе сталеполимерной трубы / Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Робин А.В., Донченко М.А. // Сборник докладов международной научно-практической конференции «Трубопроводы в России и за рубежом -настоящее и будущее». 2014. С. 146-157

10. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях, осложненных наличием жидкости и разрушением призабой-ной зоны / Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Медко В.В., Пристанский А.Г. Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. 103 с.

11. Способы реанимации высокообводнённых газовых скважин Вуктыльского месторождения / Ю.Г. Бураков, В.В. Иванов, Е.В. Утяшев [и др.] // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. 2008.

12. Дубров Ю.В., Мордвинов А.А., Федосеев А.В. Использование двухфазных струйных насосов для эксплуатации низкодебитных газоконденсатных скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2006. № 3. C. 31.

13. Состояние и перспективы обеспечения устойчивой работы скважин на Оренбургском НГКМ в условиях снижения пластовых давлений / Иванов С.И., Карнаухов С.М., Донсков К.В., Баишев В.З. // В кн.: Всероссийская научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов». 2003. C. 289-296

14. Lannom R., Holmes B., McElduff B. Locating ESP's in Coalbed Methane Wel l-bores for Optimum Dewatering // ESP WORKSHOP. 2005.

15. Дроздов А.Н., Ермолаев А.И., Булатов Г.Г. Новая технология механизированной насосной эксплуатации обводнённых газовых скважин для добычи низконапорного газа в осложнённых условиях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2008. № 6. C. 54-58.

16. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. Москва: МАКС пресс, 2008. 312 с.

17. Перспективы использования технологий механизированной добычи низконапорного газа из обводнившихся газовых скважин в условиях Ямбургского НГКМ / Андреев О.П., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Дроздов А.Н. // Вестник ЦКР Роснедра. 2012. №6 . C. 15-26

18. The Use of Umbilicals as a New Technology of Artificial-Lift Operation of Oil and Gas Wells without Well Killing when Workover / Drozdov A.N., Malyavko E.A.,

Alekseev Y.L. [and others] // SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. 2012.

19. ArtificialLift Operation Technologies of Low-Pressure Flooded Gas and Gas-Condensate Wells / Drozdov A.N., Bulatov G.G., Lapoukhov A.N. [and others] // SPETT 2012 Energy Conference and Exhibition. 2012.

20. Патент 2631517 Российская Федерация, МПК E21B 43/00, E21B 33/03. Способ для механизированной насосной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления: №2016125760: заявл. 2016.06.28: опубл. 2017.09.25 / Дроздов А.Н.; заявитель и правообладатель федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина". 16 с.: ил.

21. Experimental Study on Downhole Gas-Liquid Separation and Produced Water Reinjection / Wang Z., Wang X., Li S. [and others] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver. 2008.

22. Downhole Gas Compression: A New Artificial-Lifting System for Gas Wells / Di Tullio M.T., Fornasari S., Ravaglia D. [and others] // Journal of Petroleum Technology. 2009. November Vol. 61, No. 11. C. 75-76

23. Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом. // Газовая промышленность. 2010. апрель, специальный выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 80 лет». C. 63-67.

24. Пошвин Е.В., Дроздов А.Н. Первые результаты эксплуатации скважин ме-таноугольного месторождения в Индии с применением российских погружных насосных установок // Газовая промышленность. 2012. апрель, Специальный выпуск «Метан угольных пластов». C. 49-52.

25. Повышение эффективности эксплуатации самозадавливающихся газоконденсатных скважин с применением электроцентробежных насосов на примере Се-веро-Уренгойского месторождения / Епрынцев А., Миникаев Ф., Суллагаев А. [и др.] // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference. 2017.

26. Narvaez D., Eslinger D. Enhanced Pump Technology Adapts to Extreme Operating Conditions in Multiphase Producing Wells // SPE North American Artificial Lift Conference and Exhibition. 2016.

27. Muecke N., Kappelhoff G., Watson A. ESP Design Changes for High GLR and High Sand Production; Apache Stag Project // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. 2002.

28. Darling D., Kutluev D. Managing Unsteady Multiphase Flow from Horizontal Wells with ESP Systems // SPE Gulf Coast Section Electric Submersible Pump Workshop held in Woodlands. 2015.

29. Camacho A., Pastre L. High-Reliability ESP Application in the North Sea // SPE Artificial Lift Conference and Exhibition. 2016.

30. Song S., Caridad J. Eliminating Gas Lift by Directly Converting SAGD Wells with High-Temperature ESPs // SPE Electric Submersible Pump Symposium. 2017.

31. Camilleri L., Brunet L., Segui E. Poseidon Gas Handling Technology: A Case Study of Three ESP wells in the Congo // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference held in Manama. 2011.

32. Сазонов Ю.А., Рыбанов И.Н. Разработка гибридных роторных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 3. C. 94-97.

33. Сазонов Ю.А., Муленко В.В., Балака А.Ю. Насосы и гидравлические двигатели объёмно-динамического типа для нефтяной промышленности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 12. C. 12-14.

34. Сазонов Ю.А., Муленко В.В., Балака А.Ю. Вопросы проектирования гидравлических машин объёмно-динамического типа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 8. C. 44-46.

35. Новые насосы для добычи высоковязкой нефти / Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Шакиров А.П., Коропецкий В.С. // Oil & Gas Eurasia. 2014. № 8-9. C. 36-38

36. Патент RU 125272U1 Российская Федерация, МПК F04B 47/02. Насосная система: №2012141698/06: заявл. 02.10.12: опубл. 27.02.13 / Сазонов Ю.А., Мохов М.А., Заякин В.И., Димаев Т.Н.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А. 7 с.: ил.

37. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / Вербицкий В.С., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Рабинович А.И. // Нефтяное хозяйство. 2007. № 12. C. 78-81

38. Эмпирическая гидродинамическая модель вертикальных газожидкостных потоков в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений / Кирсанов С.А., Гордеев В.Н., Николаев О.В., Стоноженко И.В. // Газовая промышленность. 2017. № 4. C. 50-55

39. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Методы ограничения водоприто-ка в газовых и газоконденсатных скважинах // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 1. C. 39-42.

40. Автоматизация процесса удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов / Коловертнов Г.Ю., Краснов А.Н., Кузнецов Ю.С. // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. C. 70-76

41. Rauf O., Gerdes S., Lummer N.R. Foam And Scale Inhibitor Squeeze With Natural Gas: A Lifeline For Water Flooded & Damaged Gas Wells // SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. 2013.

42. Improving the Foamer Selection Procedure for Gas Well Deliquification Application / Omrani P.S., Shukla R.K., Vercauteren F., Nennie E. // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2016.

43. Passucci C., Imbo P., Pelucchi M. Downhole Injection Of Foaming Agents With Capillary String In A Mediterranean Offshore Gas Well // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. 2011.

44. Wu J., Liao D., Lei Q. and others Prospect of Production Optimization Challenges of Gas Wells with Liquid Loading Problem Using New Surfactant and Nanotechnol-ogy // Offshore Technology Conference. 2015.

45. Combination of Foam Assisted Lift & Gas Lift (FAGL) to De-liquefy Gas Wells / Tayyab I., Farooq M., Uddin M. [and others] // SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition. 2016.

46. Гасумов Р.А. Исследование эффективности применения пенообразователей для выноса воды из скважин на поздней стадии разработки месторождений // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2014. № 6. C. 27-37.

47. Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сено-манских залежей / Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Корякин А.Ю. [и др.] // Газовая промышленность. 2014. № 3. C. 85-88

48. Проблемы эксплуатации обводняющихся скважин газовых месторождений в стадии падающей добычи / Епрынцев А.С., Кротов П.С., Нурмакин А.В, Киселев А.Н. // Вестник ОГУ. 2011. декабрь № 16 (135). C. 41-44

49. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Глухенький А.Г. [и др.] // Газовая промышленность. 2010. № 2. C. 76-77

50. Березовский Д.А., Матвеева И.С., Савенок О.В. Проблема «самозадавлива-ния» скважин и пути её решения на примере Медвежьего месторождения // НЕФТЬ ГАЗ НОВАЦИИ. 2016. № 11. C. 53-62.

51. Unloading Technologies Selection Tool for Dewatering Solution / Imbo P., Gorini S., Passucci C., Marfella F. // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. 2017.

52. Joseph A., Sand C.M., Ajienka J.A. Classification and Management of Liquid Loading in Gas Wells // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. 2013.

53. Radwan M.F. Feasibility Evaluation of Using Downhole Gas-Water Separation Technology in Gas Reservoirs with Bottom Water // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. 2017.

54. Suhendar A.D., Kurniawan R., Lizcano E. Gas Well Deliquification for Maximising Recovery from Mature Gas Assets // International Petroleum Technology Conference. 2013.

55. Imbo P. First Off-Shore Installation Wellhead Compressor Dewatering System // the Offshore Mediterranean Conference and Exhibition. 2015.

56. Experimental Investigation of Wellhead Twin-Screw Pump for Gas Well Deliqui-fication / Morrison G., Kroupa R., Patil A. [and others] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2012.

57. Osman M.K., Ghodke N.T., Al-Dogail F.S. Gas Well Deliquification Using Microwave Heating // SPE Production and Operations Symposium. 2011.

58. Грязнова И.В. Повышение степени извлечения природного газа в период падающей добычи с применением эжекторных технологий: спец. 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Москва, 2011. 133 с.

59. Заикин К.М. Технология эксплуатации обводненных газоконденсатных скважин Оренбургского НГКМ и рекомендации по устранению последствий обводнения // Газовая промышленность. 2012. № 4. C. 35-39.

60. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. [и др.]. Москва: ФГБУН Институт проблем нефти и газа Российской академии наук, 2004. 520 c.

61. Xueqing T. Over Four Decades' Experience With Gas Dewatering at Naturally Fractured Gas Reservoirs in South-Sichuan, China, What Have We Learned? // SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. 2015.

62. Колубаев А.С., Кузнецов В.И. Исследование эффективности методов предупреждения обводнения газодобывающих скважин на фильтрационной модели с двойной средой // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 11. C. 72-76.

63. Pugh T.S., Robison C.E. Hydraulic Piston Pump for Dewatering Gas Wells from Weatherford // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2011.

64. Unlock the Liquid Loaded Gas Wells with ESP Technology: The Successful ESP Dewatering Application in China Sichuan Gas Field / Peng Y., Liao T., Kang Y., Zhu Q., Li C. // International Petroleum Technology Conference. 2016.

65. ESP Recirculation System Solves Production Issue in Granite Wash Gas Well / Reid L.C., Irish L.M., Holland N.G., Howard T.L. // SPE Production and Operations Symposium. 2011.

66. Sears K., McAleese A. A Gas Well Dewatering Pump for 2 3/8-in. Production Tubing // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 2012.

67. Brown D. Submersible Pump Selection for Dewatering CBM Wells // Journal of Petroleum Technology. 2014. volume 66, issue 3. pp. 33-38

68. Pant H. Best Pumping Practices to Optimize Dewatering in CBM wells: Lessons Learned Developing Raniganj East Field, India // SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition -Asia Pacific. 2013.

69. Движение газожидкостных смесей в трубах / Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. [и др.]. Москва: Недра, 1978. 270 с.

70. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах. Новосибирск: СО РАН, 2007. 236 с.

71. Архипов Ю.А. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин: спец. 05.15.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Москва, 2011. 159 с.

72. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: спец. 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Москва, 2005. 212 с.

73. Патент RU 158649U1 Российская Федерация, МПК F04D 13/10. Насос-диспергатор: №2015120688/06: заявл. 01.06.15: опубл. 20.01.16 / Сазонов Ю.А., Мохов М.А., Асеев В.И.; заявитель и обладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина". 20с.: ил.

74. Патент RU 66789 U1 Российская Федерация, МПК F04C 2/00. Насос-диспергатор: №2007114031/22: заявл. 16.04.07: опубл. 27.09.07 / Сазонов Ю.А., Балденко Ф.Д., Захаров М.Ю., Заякин В.И., Мохов М.А.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А., Балденко Ф.Д., Захаров М.Ю., Заякин В.И., Мохов М.А. 12 с.: ил.

75. Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Балака Н.Н. Разработка и стендовые испытания лабиринтно-винтового насоса с дисковым ротором // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2006. С. 55 -57.

76. Патент RU 92491 Ш Российская Федерация, МПК F04D 13/10. Ступень многоступенчатого насоса-диспергатора: №2009143405/22: заявл. 23.11.09: опубл. 20.03.09 / Сазонов Ю.А., Ивановский В.Н., Заякин В.И.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А. 17 е.: ил.

77. Патент RШ 112297 Ш1 Российская Федерация, МПК F04D 3/02, F04D 29/54. Насос: №2011132283/06: заявл. 02.08.11: опубл. 10.01.12 / Сазонов Ю.А., Заякин В.И., Балака А.Ю.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А. 12 е.: ил.

78. Патент RШ 57389 Ш1 Российская Федерация, МПК F04C 2/00. Насос: №2006106593/22: заявл. 02.03.06: опубл. 10.10.06 / Сазонов Ю.А., Заякин В.И.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А. 11 е.: ил.

79. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок.. Москва: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 305 с.

80. Патент RШ 137992 Ш1 Российская Федерация, МПК F04B 47/02. Насосная система: №2013118731/06: заявл. 24.04.13: опубл. 27.02.14 / Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н, Тигов П.Р.; заявитель и правообладатель федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" 7 е.: ил.

81. Патент RШ 131818 Ш1Российская Федерация, МПК F04B 47/00. Насосная система: №2013113124/06: заявл. 25.03.13: опубл. 27.08.13 / Сазонов Ю.А., Кекк Н.И., Бабакин И.Ю.; заявитель и правообладатель Сазонов Ю.А. 8 е.: ил.

82. Гринштейн Н.Е. Центробежные насосы с открытыми рабочими колесами для эксплуатации нефтяных скважин: спец. 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: дис. ... канд. т. наук. Москва, 1965. 155 с.

83. Идельчук И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / - М.: Машиностроение, 1992. - 672 с.

Приложение А

Таблица А.1 Результаты исследований работы оборудования на скважине №1

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

25.09.2021

21:00 0.2 5.8 0.1 30.75 23.153 27.23 72.63 14,58

24:00 0.5 9.0 0.1 30.70 22.26 28.57 73.35 15,38

26.09.2021

3:00 0.8 10.2 0.1 30.67 22.59 28.54 73.2 15,63

6:00 1.3 12.0 0.1 30.55 22.86 28.6 72.95 15,27

9:00 1.2 15 0 30.53 22.959 28.67 72.894 4,01 1.Остановка ЭЦН- 09:10 для заправки ДЭС 2. Запуск ЭЦН- 09:20 3. Стравили Ртр. (сепаратор) до 5 кгс/см2

10:00 1.7 5.1 0.4 30.77 23.374 28.61 73.003 5,00

11:00 1.85 6,0 0.1 30.69 23.041 28.61 72.81 4,90

12:00 1.92 14.5 0.1 30.79 23.214 28.64 73.003 11,09 1. Стравили Ртр.(сепаратор) до 4 5 кгс/см2

14:00 2.08 4.2 0.4 30.76 23.184 28.65 72.984 4,85

15:00 2.12 4.4 0.3 30.53 23.010 28.61 72.431 5,02

16:00 2.21 6.5 0.6 30.57 23 28.61 72.507 5,46

17:00 2.3 7.0 0.4 30.57 23.224 28.68 72.509 5,59

18:00 2.4 7.1 0.2 30.48 23.204 28.67 72.300 4,89

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

19:00 2.42 7.5 0 30.46 23.173 28.65 72.066 17,16

22.00 2.65 9.0 0.4 30.55 23.191 28.65 72.25 17,33

27.09.2021

01.00 2.9 5.5 0 30.42 23.143 28.67 71.93 15,99

4:00 3.0 8.6 0.4 30.46 22.90 28.72 72.08 15,45

7:00 3.3 7.6 0.5 30.43 23.27 28.73 71.95 8,97

9:00 3.4 7.8 1.0 30.40 23.26 28.78 71.93 5,47

10:00 3.5 4.2 0.2 30.59 23.39 28.78 72.25 5,27

11:00 3.52 7.6 0.8 30.68 23.27 28.76 72.48 4,85

12:00 3.6 8.2 1.0 30.67 23.26 28.76 72.79 11,12

14:00 3.72 8.0 1.1 30.64 23.25 28.80 72.81 5,13

15:00 3.78 3.5 0.4 30.44 23.18 28.76 72.29 5,88

16:00 3.82 3.8 0.4 30.45 23.05 28.74 72.31 5,83

17:00 3.88 2.5 0 30.42 23.15 28.73 72.24 5,67

18:00 3.92 4.0 0.5 30.47 23.14 28.78 72.37 5,05

19:00 3.96 5.4 0.1 30.48 23.20 28.78 72.41 5,10

28.09.2021

01:00 4.24 8.0 0.6 30.54 23.18 28.82 72.54 15,99

4:00 4.42 8.0 0.6 30,58 23.20 28.81 72.62 16,27

7:00 4.59 8.1 0.9 30.67 23.89 28.83 72.83 15,43

К) 3

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

9:00 4.7 8.2 1.1 30.66 23.17 28.84 72.81 9,59

10:00 4.8 8.2 0.8 30.95 23.56 28.85 73.52 5,08

11:00 4.8 7.9 1.0 30.91 23.50 28.85 73.40 5,83

12:00 4.9 7,7 0,8 30,91 23,49 28,84 73,49 4,70

14:00 5,0 7,8 1,3 30,87 23,49 28,84 73,29 11,7

15:00 5,5 7,4 1,3 30,82 23,48 28,87 73,21 4,7

16:00 5,1 7,1 0,9 30,84 23,48 28,85 73,27 5,3

17:00 5,2 7,4 0,9 30,83 23,49 28,86 73,21 5,3

18:00 5,2 7,5 1,1 30,80 23,46 28,84 73,17 5,4

19:00 5,3 7,7 1,2 30,86 23,48 28,86 73,13 4,4

21:00 5,4 7,4 1,0 30,79 23,46 28,89 73,02 12,6

22:00 5,5 7,4 1,0 30,79 23,46 28,86 73,06 5,5

29.09.2021

01.00 5,7 7,5 1,1 30,81 23,45 28,89 73,06 16,4

4:00 5,8 7,5 1,3 30,85 23,48 28,86 73,15 16,4

7:00 6,0 7,6 1,4 30,83 23,45 28,89 73,13 14,9

9:00 6,1 7,5 1,2 30,86 23,46 28,87 73,19 11,2

10:00 6,2 7,7 1,8 31,1 23,58 28,89 73,94 4,7

11:00 6,3 7,6 1,2 30,99 23,48 28,9 73,73 5,2

12:00 6,3 7,7 1,5 30,96 23,45 28,9 73,63 4,9

К) 4

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

14:00 6,4 7,6 1,5 30,97 23,45 28,93 73,67 12,0

15:00 6,5 7,7 1,4 30,01 23,45 28,9 73,73 5,9

16:00 6,6 7,6 1,4 30,95 23,45 28,9 73,61 4,3

17:00 6,6 7,7 1,4 31,0 23,46 28,9 73,7 5,6

18:00 6,6 7,5 1,4 30,9 23,44 28,9 73,48 5,3

19:00 6,7 7,7 1,6 30,9 23,45 28,89 73,48 5,5

21:00 6,8 7,8 1,5 30,97 23,45 28,91 73,63 13,1

22:00 6,9 7,8 1,4 30,93 23,45 28,89 73,5 4,0

30.09.2021

01.00 7,1 7,8 1,5 30,92 23,45 28,91 73,54 16,4

4:00 7,3 7,7 1,6 30,93 23,45 28,91 73,61 16,7

7:00 7,7 7,6 1,4 30,88 23,48 28,91 73,5 14,6

9:00 7,7 7,8 1,6 30,91 23,48 28,90 73,5 11,7

10:00 7,7 7,6 1,6 30,94 23,61 28,94 73,6 3,8

11:00 7,7 7,6 0,0 30,91 23,54 28,93 73,48 4,9 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

12:00 7,8 7,6 0,1 30,91 23,51 28,91 73,48 5,4

14:00 7,9 7,4 0,8 30,87 23,48 28,93 73,42 12,1

15:00 8,0 7,6 1,0 30,86 23,48 28,93 73,37 4,8

16:00 8,1 7,5 1,1 30,9 23,49 28,9 73,48 5,3

17:00 8,1 7,6 0,8 30,88 23,5 28,9 73,46 5,7

К) 5

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

18:00 8,2 7,5 0,9 30,88 23,5 28,91 73,44 5,8

19:00 8,2 7,8 0,9 30,91 23,48 28,94 73,5 3,9

20:00 8,3 7,7 1,0 30,86 23,5 28,93 73,4 7,0

21:00 8,3 7,7 1,0 30,87 23,5 28,91 73,4 6,3

22:00 8,4 7,8 1,1 30,87 23,49 28,91 73,4 5,4

01.10.2021

01.00 8,5 7,8 1,4 30,84 23,46 28,91 73,35 16,6

4:00 8,7 7,6 1,4 30,82 23,49 28,91 73,37 16,4

7:00 8,9 7,6 1,5 30,85 23,48 28,89 73,38 15,1

9:00 9,0 7,7 1,8 30,85 23,49 28,91 73,33 11,3

10:00 9,08 7,5 0 30,94 23,56 28,03 73,3 5,4 Стравили давление в поглощающей скважине до 0 для лучшей приемистости поглощающей скважины

11:00 9,12 7,5 0,2 30,95 23,5 28,89 73,32 7,0

12:00 9,18 7,6 0,6 30,32 23,51 28,89 73,25 3,3

14:00 9,3 7,9 0,7 30,9 23,56 28,89 73,19 11,5

14:30 Выход из строя ДЭС

20:30 Запуск ДЭС

21:00 9,5 7,3 0,7 30,87 23,85 28,93 73,21 24,4

22:00 9,51 7,8 0,7 30,87 23,59 28,91 73,21 3,2

02.10.2021

К) 6

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

01.00 9,68 7,9 1,2 30,85 23,51 28,89 73,17 16,7

4:00 9,85 7,8 1,3 30,87 23,53 28,89 73,19 16,4

7:00 10 8,0 1,6 30,88 23,52 28,91 73,23 15,5

9:00 10,12 8,0 1,6 30,87 23,52 28,9 73,19 3,3

10:00 10,18 8,1 1,6 40,9 23,65 28,91 73,17 12,8 Отобрана проба газа.

11:20 10,5 Исследование Рзт через Дикт. Диаметр 16мм.

11:37 Давление Рзт стравилось до 0 за 17 минут.

12:10 Ожидание притока газа = 45 мин. Газа нет.

12:15 0 Рзт закрыта для набора давления.

15:00 0,4 7,9 1,6 30,88 23,03 29,3 73,27 27,4

16:00 0,44 8,2 2,2 30,85 23,12 29,24 73,17 5,0 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

17:00 0,55 8,1 0,2 30,87 23,26 29,2 73,3 5,9

18:00 0,58 8,1 0,4 30,85 23,27 29,27 73,17 6,0

19:00 1.0 8,2 0,8 30,83 23,1 29,25 73,15 4,7

21:00 1,2 7,7 1.0 30,87 23,5 28,91 73,4 21,0

03.10.2021

02.00 1,5 8,2 1,4 30,85 23,93 29,13 73,19 19,6

6:00 1,9 8,2 1,6 30,84 23,06 29,09 73,15 21,2

9:00 2,21 8,2 1,8 30,83 23,06 29,08 73,13 16,1 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

К) 7

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

10:00 2,31 8,4 0,2 30,91 23,78 29,14 73,38 3,9

11:00 2,28 8,4 0,3 30,88 23,7 29,09 73,29 5,6

12:00 2,43 8,3 1,2 30,81 23,68 29,09 73,32 5,1

14:00 2,62 8,9 1,3 30,83 23,7 29,01 73,19 12,2

15:00 2,68 8,9 1,3 30,83 23,41 29,02 73,25 5,1

16:00 2,75 8,9 1,6 30,87 23,22 28,96 73,31 5,7

17:00 2,84 8,8 1,8 30,9 23,2 28,91 73,37 5,8

18:00 2,94 8,9 2,2 30,83 23,68 29,07 73,23 4,9 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

19:00 3,02 9,1 0,1 30,83 23,68 29,03 73,22 5,1

04.10.2021

02.00 3,62 8,8 1,4 30,91 23,68 28,99 73,4 39,9

6:00 3,95 8,7 1,9 30,87 23,68 28,94 73,34 22,4

9:00 4,12 8,7 2,1 30,86 23,68 28,9 73,29 14,5 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 4,2 8,9 0,9 30,92 23,74 28,99 73,58 17,8

11:00 4,3 8,9 1,1 30,91 23,69 28,95 73,79 5,5

12:00 4,4 8,7 1 30,87 23,69 28,95 73,4 5,3

14:00 4,6 8,6 1,2 30,87 23,66 28,96 73,37 12,1

15:00 4,6 8,7 1,2 30,89 23,68 28,9 73,48 5,3

16:00 4,7 8,8 1,3 30,83 23,68 28,91 73,29 5,6

К) 8

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

17:00 4,8 8,8 1,4 30,9 23,68 28,91 73,44 5,3

18:00 4,9 8,8 1,5 30,87 23,67 28,91 73,44 5,3

19:00 5,0 8,8 1,6 30,86 23,68 28,9 73,38 5,2

05.10.2021

2:00 5,6 8,8 1,7 30,88 23,67 28,93 73,4 40,6

6:00 5,9 8,6 1,7 30,87 23,68 28,91 73,48 10,3

9:00 6,1 8,9 1,9 30,84 23,67 28,87 73,38 16,9 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 6,2 8,9 0,2 31,01 23,81 29 73,37 16,0

11:00 6,2 8,7 0,7 30,96 23,72 29,98 73,61 5,5

12:00 6,4 8,7 0,8 30,96 23,69 28,98 73,69 5,3

14:00 6,5 8,9 1,1 30,92 23,69 28,95 73,56 11,9

15:00 6,6 8,6 1,3 30,92 23,69 28,93 73,58 5,5

16:00 6,6 8,6 1,5 31 23,67 28,95 73,69 5,6

17:00 6,7 8,8 1,6 30,96 23,68 28,95 73,63 5,9

18:00 6,8 8,8 1,7 31,05 23,69 28,95 73,82 5,1

19:00 6,9 8,6 1,8 31,03 23,68 28,93 73,71 4,7

06.10.2021

2:00 7,4 8,7 2,1 31 23,67 28,91 73,69 27,7

6:00 7,4 8,7 2,3 31,04 23,68 28,93 73,65 22,4

9:00 7,9 8,9 2,3 31,05 23,68 28,95 73,7 14,4 Стравили давление в по-

К) 9

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

глощающей скважине до 0

10:00 8,0 8,7 0,2 31,12 23,81 28,98 73,92 4,9

11:00 8,1 8,9 0,3 31,13 23,71 28,96 74,03 5,7

12:00 8,1 8,8 0,5 31,12 23,72 28,96 73,92 5,4

14:00 8,3 9,0 1 31,11 23,7 28,95 73,92 10,9

15:00 8,4 8,9 1,2 31,13 23,69 28,93 73,97 19,8

16:00 8,4 8,9 1,4 31,15 23,69 28,91 73,92 5,4

17:00 8,5 9,0 1,4 31,13 23,7 28,91 73,92 3,1

18:00 8,6 8,9 1,5 31,13 23,69 28,9 73,92 8,3

19:00 8,6 9,7 1,6 31,15 23,7 28,91 73,92 4,7

07.10.2021

2:00 9,2 9,0 2,3 31,12 23,7 28,9 74,03 27,9

6:00 9,5 9,0 2,7 31,1 23,67 28,91 73,98 22,4

9:00 9,7 8,3 2,8 31,1 23,68 28,93 73,88 15,6 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 9,75 8,3 0,3 31 23,92 28,94 74,04 4,59

Исследование Ртр через сепаратор на ГФУ. Диаметр 16мм. Давление в сепараторе стравилось до 0 за 6 минут.

Исследование Рзт через Дикт. Диаметр 16мм. Давление Рзт стравилось до 0 за 13 минут.

11:00 9,86 1,40 0,50 30,78 23,65 28,85 73,64 6,38

12:00 0,50 3,10 0,60 30,85 22,94 29,00 73,68 5,65

со о

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

14:00 0,50 7,50 0,60 30,99 23,31 28,93 73,95 13,03

15:00 0,52 8,30 0,60 30,96 23,92 29,23 73,95 4,01

16:00 5,30 8,70 0,80 31,01 23,92 29,09 74,10 5,80

17:00 0,65 8,78 1,00 31,99 23,65 29,00 74,96 5,50

18:00 0,74 8,78 1,10 31,00 23,91 29,04 74,02 5,80

19:00 0,85 8,71 1,30 31,93 23,61 29,21 73,93 5,13

08.10.2021

2:00 1,50 8,80 2,20 31,12 23,89 28,95 73,84 40,56

6:00 1,90 8,60 2,20 31,18 23,90 28,89 73,93 23,21

9:00 2,10 8,61 2,40 31,17 23,89 28,89 74,11 14,85 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 2,23 8,60 0,10 31,09 24,27 28,20 73,89 4,87

11:00 2,28 8,60 0,40 31,20 24,02 28,86 74,34 5,02

12:00 2,32 8,34 0,80 31,22 24,04 28,87 74,42 5,63

14:00 2,45 8,69 0,90 31,21 24,06 28,84 74,11 10,63

15:00 2,50 8,42 1,20 31,23 24,01 28,85 74,24 5,52

16:00 2,60 8,55 1,40 31,24 24,00 28,82 74,13 5,90

17:00 2,65 8,84 1,50 31,24 24,02 28,81 74,11 5,70

18:00 2,72 9,10 1,60 31,23 24,00 28,80 74,30 4,60

19:00 2,82 8,85 1,80 31,24 23,98 28,73 74,26 8,18

09.10.2021

со

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

2:00 3,40 8,90 2,40 31,35 23,98 28,79 74,53 40,75

6:00 3,70 8,70 2,50 31,41 23,99 28,78 74,67 22,99

9:00 3,94 8,51 2,60 31,37 23,98 28,73 74,96 15,67 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 3,98 8,80 0,20 31,42 23,99 28,85 74,60 3,02

11:00 4,03 8,82 0,50 31,43 24,05 28,74 74,74 6,01

12:00 4,10 8,78 0,70 31,40 24,02 28,75 74,67 5,03

14:00 4,23 8,56 1,10 31,44 23,98 28,74 74,81 10,51

15:00 4,31 8,42 1,40 31,48 23,98 28,73 74,85 6,00

16:00 4,40 8,65 1,50 31,52 23,99 28,74 74,83 6,06

17:00 4,49 9,00 1,70 31,52 23,99 28,75 74,91 6,19

18:00 4,55 8,95 1,80 31,59 23,99 28,79 75,42 5,16

19:00 4,60 8,80 1,80 31,63 23,96 28,76 75,24 4,85

10.10.2021

2:00 5,30 2,95 1,40 31,64 23,95 28,78 75,16 47,31

6:00 5,50 3,45 2,40 31,41 23,88 28,69 75,00 24,61

9:00 5,75 4,90 2,84 31,52 23,96 28,75 75,16 14,23 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

10:00 5,80 3,50 0,10 31,50 23,99 28,70 74,72 5,97

11:00 5,90 2,60 1,30 31,45 23,90 28,69 75,10 9,64

12:00 5,92 7,22 0,73 31,55 23,91 28,68 75,41 12,57

со 2

Дата, время Рзатр., кгс/см2 Ртр. (сепаратора). кгс/см2 Р погл., кгс/см2 Сила тока, А Р насоса, кгс/см2 Т насоса, С Загрузка насоса, N % Объём перекаченной жидкости м3 Примечание

14:00 6,13 3,20 2,00 31,43 23,89 28,68 75,18 7,81

15:00 6,20 3,78 2,70 31,41 23,92 28,78 75,10 2,84 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

16:00 6,30 2,50 1,10 31,38 23,88 28,73 75,10 6,33

17:00 6,38 2,50 1,30 31,41 23,89 28,72 75,14 3,83

18:00 6,45 5,10 1,40 31,75 23,92 28,78 75,87 6,58

19:00 6,52 2,80 1,70 31,42 23,93 28,73 74,98 6,61

11.10.2021

2:00 7,10 4,10 2,90 31,48 23,91 28,80 75,02 39,31

6:00 7,40 8,60 1,25 31,70 23,92 28,84 75,53 24,15

9:00 7,60 3,30 2,10 31,41 23,91 28,85 74,86 12,98 Стравили давление в поглощающей скважине до 0

со

3