Газовое месторождение - север
Cтраница 1
Газовые месторождения севера эксплуатируются в зоне много-летнемерзлого грунта, поэтому конструкции скважин должны разрабатываться с учетом предотвращения растепления пород. [1]
Для газовых месторождений Севера, как и для газоконденсатных месторождений, отличительными особенностями являются обработка газа методами адсорбции для получения низкой точки росы, борьба с гидра-тообразованием в скважинах и использование холода окружающей среды для охлаждения газа перед дросселированием в установках НТС. [2]
На газовых месторождениях Севера при некоторых режимах работы возможно гидратообразование в стволе скважины. Для рассматриваемого диаметра НКТ имеется диапазон дебитов, при которых гидраты в стволе скважины не образуются. Так, при малых де-битах возможность гидратообразования связана со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами. Поэтому в работах Ю.П. Коротаева, Б.Л. Кривошеина предлагаются методики расчета допустимого безгидратного дебита эксплуатации скважин. Альтернативой здесь является непрерывная подача в скважину ингибитора гидратообразования. [3]
На газовых месторождениях Севера при некоторых режимах работы возможно гидратообразование в стволе скважины. Имеются дебиты, при которых гидраты в стволе скважины не образуются. Так, при малых дебитах возможность гидратообразования связана со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами. [4]
На газовых месторождениях севера такая методика является недостаточной, т.к. система разработки газового месторождения, созданная без учета его реальной инженерно-геологической обстановки, а практике, из-за целого ряда факторов, может оказаться неосуществимой. [5]
Практика разработки газовых месторождений севера Тюме ской области показывает, что вклад добывающих скважин в о ( щую добычу далеко не равнозначен даже при одинаковых субъе. Это вызвано, в частности, высокой ст пенью неоднородности коллектора и глинизации разреза сеномаь ских отложений. [6]
Следует отметить, что в связи с высокими темпами освоения газовых месторождений Севера необходимо за короткие сроки в исключительно сложных условиях выполнить огромный объем работ по бурению скважин, строительству дорог и прокладке шлейфов. В условиях Севера на монтаж бурового оборудования и транспорт его на новую проектную точку затрачивается много времени и средств. Эти затраты можно резко сократить, уменьшив расстояние его переброски путем кустового бурения эксплуатационных скважин. При этом значительно возрастает производительность труда в бурении, так как сокращается число буровых бригад, уменьшаются объемы строительства необходимого жилья и бытовых объектов. [7]
Результаты приемочных испытаний показали, что комплекс в целом и отдельные его агрегаты и узлы соответствуют техническим требованиям и могут быть рекомендованы к серийному производству для использования в проектах обустройства газовых месторождений Севера. [8]
 |
Схема компоновки скважйнного оборудования КПГ. [9] |
Первый комплекс выпускается одного типоразмера КО-219 / 168 - 140, в котором используется клапан-отсекатель с запорным узлом в виде заслонки. Он предназначен для эксплуатации в скважинах газовых месторождений севера и Тюменской области при давлениях до 14 МПа, для установки на подъемных трубах диаметром 168 мм в эксплуатационные колонны условным диаметром 219 мм. [10]
Для предотвращения возможного гидратообразова-ния в стволе скважин и в шлейфах в этой схеме используется закачка в скважину метанола. Однако любому известному ингибитору гидратообразования ( метанол, диэтиленгликоль, хлористый кальций) присущ ряд недостатков. В призабойной зоне они, очевидно, не решат полностью проблемы борьбы с гидратообразо-ванием. Поэтому с 1965 г. усиленно ведутся исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию различных типов нагревателей газа в призабойной зоне, которые позволят полностью исключить гидрато-образование в стволах скважин и шлейфах газовых месторождений Севера. [11]
Страницы: 1