8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин


Эксплуатация - газовая газоконденсатная скважина

Эксплуатация - газовая газоконденсатная скважина

Cтраница 1

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Одной из основных задач проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение всего периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и конденсата при минимальных затратах. Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и опытной эксплуатации месторождения. Соответствующая информация, используемая при выборе технологического режима, накапливается при изучении геологического строения месторождения, проведении газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата. Объем информации, необходимый для установления технологического режима, достаточно широк. Поэтому правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества этой информации.  [1]

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.  [2]

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.  [3]

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта; в постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования.  [4]

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.  [5]

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми давлениями во избежание утечек через резьбовые соединения, особенно в верхней части, где создаются большие перепады давлений между затрубным и устьевым давлениями, следует применять трубы с высокогерметичными резьбовыми соединениями. В таких трубах высокая герметичность достигается конструкцией резьбовых соединений и резиновыми манжетами, устанавливаемыми в специальной выточке между ниппельной и раструбной частями.  [6]

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы.  [7]

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью, например, при одновременном вскрытии водоносной и газоносной части пласта, при превышении в процессе испытания и эксплуатации скважин допустимой депрессии на пласт, вскрытии только газоносной части, а также тогда, когда допустимая депрессия существенно ограничивает производительность скважин. Определение дебитов газа и воды в зависимости от характеристики пласта в водоносной и газоносной частях и возможности выноса поступающей в скважину воды, а также в целях прогнозирования дальнейшего поведения обводнившихся скважин представляет большой практический интерес. Следует отметить, что в настоящее время отсутствуют пригодные для применения на практике методы определения дебитов газа и воды при одновременном притоке к скважине и их изменения в зависимости от различных факторов.  [8]

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин дебит жидкости, как правило, во много раз меньше дебита газа, поэтому газ при формировании газового потока играет основную роль, а жидкость имеет подчиненное значение.  [9]

При эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин вместе с флюидом из пласта вытесняются частицы песка.  [10]

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.  [11]

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Технологический режим, устанавливаемый в начальной стадии разработки, должен обеспечить максимальный дебит скважин при заданной геолого-промысловой и технической характеристике пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактическими работами, нередко приводящими к снижению производительности. Необходимость изменения установленного технологического режима обосновывают, исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии эксплуатации месторождения.  [12]

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического реж

www.ngpedia.ru

Газовая газоконденсатная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Газовая газоконденсатная скважина

Cтраница 2

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта; в постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования.  [16]

Испытание газовых и газоконденсатных скважин производится в дневное время по утвержденному плану. В плане испытания указывается допустимый предел снижения давления на устье скважины, при котором исключается возможность смятия эксплуатационной колонны и других осложнений.  [17]

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений.  [18]

Освоение газовых и газоконденсатных скважин сваби-роваиием, а фонтанных скважин тартанием желонкой запрещается.  [19]

Освоение газовых и газоконденсатных скважин свабированием, а фонтанных скважин тартанием желонкой запрещается.  [20]

Испытание газовых и газоконденсатных скважин производится в дневное время по утвержденному плану. В плане испытания указывается допустимый предел снижения давления на устье скважины, при котором исключается возможность смятия эксплуатационной колонны и других осложнений.  [21]

Для высокодебитных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с высоким давлением на устье диаметр проходных отверстий манифольда целесообразно принимать на один или два размера меньше. Это позволяет в первом случае уменьшить гидравлические сопротивления в устьевом оборудовании, а во втором избежать гидратообразования после дросселирования потока среды и создать дополнительное противодавление на пласт.  [22]

Для газовых и газоконденсатных скважин график зависимости забойного статического давления и забойного динамического давления от дебита не прямолинейный. Плавные кривые, более близкие к прямой, можно получить, если на график наносить зависимость квадратов статического и динамического забойных давлений ( абсолютных) от дебитов скважины. При построении графика зависимости разности квадратов статического и динамического забойных давлений от соответствующих дебитов ( обычно в двойных логарифмических координатах) получается грубая аналогия с поведением нефтяных скважин. Если при нескольких значениях дебитов скважины имеются данные о давлениях, то построение графика по приведенному методу не всегда дает строго прямолинейное соотношение 2, однако по этим данным можно получить удовлетворительные показатели степени при значении давления, пригодные для ограниченной экстраполяции параметров скважины в будущем и для сравнения хода процесса с последними данными о ней.  [23]

По газовым и газоконденсатным скважинам амортизация на полное восстановление начисляется в течение 12 лет также независимо от фактического срока службы.  [24]

В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором ( 200 м3 / м3 и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, превышающим 100 кгс / см2, приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой спрессовывается инертным газом ( азотом) на то же давление, что и при гидравлическом испытании.  [25]

В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом заданного дебита на разных стадиях разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного горизонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержания жидкой фазы ( конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компонентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления при движении газа от забоя до устья должны быть возможно меньшими.  [26]

В газовых и газоконденсатных скважинах с малой мощностью ( менее 10 м) однородного по коллекторским свойствам пласта башмак насосно-компрессорных труб следует установить на середине интервала перфорации. В случае большой мощности ( более 100 м) однородного пласта башмак труб спускают на 2 / 3 мощности пласта от верхних отверстий интервала перфорации. В неоднородных по проницаемости пластах башмак колонны насосно-компрессорных труб следует спускать до глубины с одинаковыми скоростями потоков, идущих сверху и снизу.  [27]

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми давлениями во избежание утечек через резьбовые соединения, особенно в верхней части, где создаются большие перепады давлений между затрубным и устьевым давлениями, следует применять трубы с высокогерметичными резьбовыми соединениями. В таких трубах высокая герметичность достигается конструкцией резьбовых соединений и резиновыми манжетами, устанавливаемыми в специальной выточке между ниппельной и раструбной частями.  [28]

При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы.  [29]

Промысловые исследования газовых и газоконденсатных скважин позволяют определять: 1) геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта газ - вода; 2) коллек-торские ( фильтрационные и емкостные) параметры пласта; 3) прочностные характеристики пласта, определяющие добыв-яые возможности скважины; 4) состав и физико-химические свойства газа и жидкостей; 5) условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность; 6) гидродинамические и термодинамические условия работы ствола скважины; 7) фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудовании; 8) начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин

    Минимизация (299), служащего перспективным критерием оп тимальной эксплуатации газового (газоконденсатного) месторождения с учетом ограничений на капитальные вложения, на фонд действующих скважин по месторождению, на объемы добываемого природного газа и ресурсы управления, формирует задачу глобальной перспективной оптимизации верхнего уровня управления ГДП. В результате решения этой задачи определяется оптимальный режим эксплуатации месторождения на отрезке времени [io, Т о]. [c.152]
    Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып.8. М. ВНИИЭгазпром, 1989. [c.130]

    При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Севера широко используют метод предотвращения гидратообразования в стволе скважин выбором оптимального безгидратного режима их работы. Суть этого метода заключается в следующем Кривая зависимости устьевой температуры газа от дебита скважины обычно имеет максимум. При малых дебитах температура газа на устье будет близка температуре пород на уровне постоянных температур. С увеличением расхода газа его температура на устье скважины растет вследствие уменьшения времени пребывания газа в стволе скважины. Однако повышение температуры газа с увеличением дебита происходит только до определенного предела. Дальнейшее увеличение дебита приводит к снижению температуры за счет роста роли дроссель-эффекта. Существование максимума на кривой зависимости температуры от дебита опре- [c.121]

    Штуцеры угловые (далее по тексту дроссели) предназначены для регулирования режима эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. [c.50]

    Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата (на газоконденсатных месторождениях). Решение этой основной задачи эксплуатации газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине. [c.69]

    Маслов В.Н. Анализ эксплуатации скважин с водо- и пескопроявлениями на Уренгойском месторождении// НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1999. - № 5. [c.53]


    Разработка Ямбургского ГКМ начата в марте 1984 г. В настоящее время на месторождении действует 11 установок подготовки газа и семь дожимных компрессорных станций, идет строительство вторых очередей ДКС, эксплуатируются 187 кустов газовых и газоконденсатных скважин, пробуренных наклонно направленным способом. Общество использует газопроводы-шлейфы суммарной протяженностью более 1 тыс. км. За период эксплуатации Ямбургского месторождения добыто свыше 2,4 Трлн м газа и 10 млн т газового конденсата. [c.29]

    Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин// Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М. ВНИИЭГазпром, 1991. [c.44]

    При уменьшении давления и неизменной температуре в процессе фильтрации газоконденсатных смесей в пласте могут происходить фазовые превращения. В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин скорость газового потока должна быть достаточной для выноса с забоя скважины твердых частиц и капель жидкости, В противном случае на забое образуются песчано-глинистые пробки или скапливается столб жидкости, что создает дополнительное сопротивление потоку газа, уменьшает дебит скважин, приводит к пульсации при работе скважин, изменению фракционного, состава газовой и жидкой фаз, поступающих из скважины. [c.381]

    Бузинов С.М., Чельцов В.Н. Прогнозирование технологических показателей разработки месторождения по данным эксплуатации скважин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. ВНИИЭгазпром, 1980. Вып. 2. С. 9-16. [c.502]

    При проектировании разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений необходимо четко представлять поведение залежи. Умение прогнозировать ход разработки важно как для рационального размещения скважин на месторождении, так и для выбора оптимального режима их эксплуатации, а также при анализе и контроле разработки. В связи с этим возникает задача максимального приближения идеализированных расчетных схем к тем особенностям реальных объектов разработки, которые влияют на процесс разработки. Расчетная схема [c.189]

    Зарубежный и отечественный опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что объем добычи можно значительно увеличить за счет широкого внедрения методов интенсификации добычи газа или улучшения техники и технологии эксплуатации скважин. Этого можно добиться следуюш ими путями  [c.362]

    Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработке результатов исследования скважин по степенной формуле Экспресс-информ, Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, — ВНИИЭгазпром. - М., 1992. - Вып. 5. [c.473]

    Влияние разновременности ввода скважин на конечную отдачу пласта. Теоретический анализ/Ю.П. Коротаев, М.Б. Панфилов, А.Л. Балашов, В.В. Савченко. // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.— М. ИРЦ Газпром, 1996. [c.345]

    Учебное пособие предназначено для студентов специализации 09.06.02 Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений"

www.chem21.info

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.

Технологический режим  эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная),  начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, шумомеры, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.

 

~1.Режим постоянного градиента на забое скважины . Математически градиент давления на забое газовой скважины можно представить в следующем виде:

,      ( 5.1)

где Q0 и рз0-максимальный дебит скважин и соответствующее ему  забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается; А0 и В0 – коэффийиенты фильтрационных сопротивлений.

Величина Y определяется, исходя из результатов исследований скважин и опытной эксплуатации для принятого  дебита Q0, при котором ещё не наблюдается осложнений при эксплуатации.

Режим постоянного градиента характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежании этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого. При определении допустимого градиента надо учитывать следующих два момента.

·     На месторождениях с рыхлыми коллекторами в ряде случаев из-за неправильного выбора глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента. Кроме того, разрушение пласта при величине градиента, превышающего его допустимое значение, при котором не происходит разрушения, не является столь опасным, как это кажется на первый взгляд, так как для каждого значения заданного градиента существует область возможного разрушения, что приводит при значениях градиентов, превышающих допустимую величину, вначале к интенсивному выносу песка с последующему снижению его количества. Для заданной устойчивости коллектора нетрудно определять радиус зоны разрушения для различных величин градиента на забое.

·     При установлении технологического режима работы скважин по разрушению коллекторов, как правило, отсутствуют данные, позволяющие оценить устойчивость коллекторов. Поэтому необоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и, следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала.

·      

~2. Режим постоянной депрессии на пласт (Dр = рплз = const).Дебит при этом определяется из выражения

,   (5.3)

где Q – дебит, приведенный к атмосферным условиям.

 

 Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация  коллектора при  значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.

В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов (подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и так далее) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты  др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена, исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабопеременной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин.

В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и так далее Этот случай близок к режиму постоянного дебита.

3. Режим постоянного забойного давления з=const). Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличие от предыдущих режимов  режим постоянного забойного давления является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация  газовых скважин  на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.  Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.

4. Режим постоянного дебита. (Q = const).  Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для  крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины  и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и так далее Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом (скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.

Дебит выбирают  с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, например, y =const или

Dр = const, при котором не произойдет осложнений.

5. Режим постоянной скорости фильтрации на забое.  Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя  и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится  к призабойной зоне пласта, точнее, к стенке скважины.

Математически, в предположении того, что силы, действующие на частицы пористой среды, пропорциональны скорости впервой степени, режим постоянной скорости фильтрации можно записать в виде:

С=Q/рз=const.          ( 5.4)

6. Режим постоянного градиента по оси скважины .

Здесь rв – плотность пластовой воды; dp/dy – градиент давления на вершине конуса подошвенной воды (z=z0), направленный вверх вдоль оси скважины.

Указанный режим применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды.

7. Режим постоянной скорости газа на устье. Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО2, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2 не превышает 0,1 мм/год.

Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.

Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами.

Следует отметить, что режим постоянной скорости потока  на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. Выбор более эффективного технологического режима при наличии агрессивных компонент связан с необходимостью применения труб с коррозийно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра (с целью замены фонтанных труб на трубы большего диаметра в процессе разработки), а также использованием ингибиторов коррозии.

В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому при необходимости выбора режима с постоянной скоростью потока необходимо проверять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины.

 

studfile.net

Установление технологического режима работы скважин

ГЛАВА IX.

УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

РАБОТЫ СКВАЖИН

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата.

Правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества накопленной информации. Перечень факторов, влияющих на технологический режим, настолько велик, что затрудняет полный их учет при практических расчетах, причем некоторые из них не поддаются регулированию или теоретически недостаточно разработаны для практического использования.

В целом имеющиеся теоретические и практические исследования позволяют выделить некоторые основные факторы, по которым устанавливают технологический режим работы скважин с учетом имеющейся информации о залежи.

Как правило, на каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин. В отдельных случаях при выборе технологического режима возможны варианты одновременного учета двух и более определяющих факторов. Наиболее. существенные факторы, влияющие на технологический режим, следующие. "

Устойчивость газоносных пластов к разрушению.

Наличие на забое скважины столба жидкости или песчаной пробки.

Наличие подошвенной воды.

Одновременный приток подошвенной воды и газа в скважину.

Температура пласта, окружающей ствол скважины среды, гидратообразования.

Наличие агрессивных компонентов в составе газа при различных концентрациях, давлениях, температурах и скоростях потока.

Многопластовость месторождения с учетом характеристики отдельных пластов, перемычек между ними, наличия или отсутствия гидродинамической связи между этими пластами, их режимов, состава газа в них, условий залегания и вскрытия их одним фильтром, запасов газа, близости контурных и подошвенных вод и др.

IX. 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ РАЗРУШЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

При установлении технологического режима работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны пласта необходимо учесть ряд факторов, влияющих на устойчивость Тюрод, слагающих этот пласт. К этим факторам относятся: глубина залегания, физико-механические свойства пород, воздействие бокового и горного давлений, свойства насыщающих породы жидкостей и газа, депрессия (градиент давления), скорость потока и др.

4.4. АКУСТИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ МЕТОД (АГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПОРИСТЫХ

СРЕД

4.4.1. ВОЗМОЖНОСТИ И РАЗВИТИЕ АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Условия движения газа и жидкости в стволе скважины и призабойной зоне и параметры пласта существенно влияют на технологический режим их работы и основные показатели разработки месторождений, что в конечном итоге сказывается на газо- и конденсатоотдаче. Поэтому более точное определение режимов работы и параметров пласта и скважин, в том числе установление дебитов и параметров работающих интервалов пласта, является актуальной проблемой. Это требует разработки и применения новых методов исследования пластов и скважин и контроля за режимами их эксплуатации. В качестве наиболее перспективных является применение акустических методов.

Акустические методы могут быть подразделены на основанные на искусственном возбуждении импульсов упругих колебаний в жидкости и акустико-гидродинамические методы, состоящие в измерении и исследовании естественных упругих колебаний при движении флюидов. Наибольшее применение находит акустический каротаж (звуковая и ультразвуковая модификации), основанный на возбуждении импульсов упругих колебаний в жидкости, заполняющей скважину, и регистрации их после того, как они прошли через слой жидкости и окружающие породы. Объемы его применения сегодня исчисляются десятками миллионов метров в год. Акустический каротаж характеризуется тем, что интенсивность излучаемого поля не превышает 0,1 кВт/м2 [14].

Рассмотрим условия акустического каротажа в скважине, наполненной газом. Разновидностью этого направления в скважинной акустике является технологическое применение мощного ультразвука (более 1 кВт/м2), которое в последние годы начинает находить применение в нефтяной промышленности. Как метод акустического воздействия, он позволяет повысить приток жидкости, увеличить работающие толщины пласта, выравнять приемистость, произвести очистку от солей и парафинов и т. п. Во ВНИИГазе Ю.П. Коротаевым и В.И. Семиным этот метод был предложен в 1969 г. для дегаза-

ции конденсата (стабилизации) применительно к Вуктыльско-му месторождению.

Другим направлением акустических исследований являются акустико-гидродинамические исследования пластов и потоков флюида при движении газа на устье, в скважине и пласте (или так называемая шумометрия скважин). Таким образом, был создан акустико-гидродинамический метод, состоящий в измерении акустических характеристик или шумовых эффектов, возникающих в процессе турбулентного движения газа или жидкости в пласте и скважине. Впервые этот метод был предложен для измерения дебита аварийных фонтанов Ю.П. Коротаевым во ВНИИГазе в 1964 г., а в последующем был применен для определения интервалов притока, оценки параметров пласта и распространен на ультразвуковую область. Изучение естественных волновых процессов, возникающих при движении газа и газожидкостных смесей в пористых средах и скважинах, позволило создать новое направление в науке — газодинамическую газонефтепромысловую акустику, открывающую большие возможности и позволяющую на принципиально новой основе рассматривать и исследовать процессы добычи, исследования скважин и разработки месторождений31.

Принципиальным отличием акустико-гидродинамического метода исследования от акустического каротажа и волновых технологий большой акустической мощности является не только то, что в первом случае исследуются естественные, с широкой полосой спектров, а во втором создаются искусственные колебания, но и то, что интенсивность естественного акустического поля на порядок меньше, чем при искусственном воздействии. При этом интенсивность естественного акустического поля применительно к условиям работы скважин и призабойной зоны пласта значительно меньше, чем 0,001 кВт/м

www.neftemagnat.ru


Смотрите также