Большинство - газовая скважина
Cтраница 1
Большинство газовых скважин, за редким исключением, являются гидродинамически несовершенными. [1]
В большинстве газовых скважин пластовое давление невелико В общем газовые пласты лежат на меньшей глубине, нежели нефтяные, и многие газовые месторождения подняты выше уровня моря. Наиболее значительные давления констатированы в Южном Тек-сасе, южной Луизиане и Калифорнии, где мощность мягких третичных слоев превосходит 4 км. На больших глубинах замерены давления больше 300 ати. На этих глубинах залегают не обычные газовые / а газово-конденсатные месторождения. [2]
Практически в большинстве газовых скважин наблюдается скопление жидкости: в стволе и на забое, потому что в пласте содержится жидкость, а в природном газе - водяные пары. [3]
 |
Зависимость X от Re при движении чистого воздуха. [4] |
Таким образом, большинство газовых скважин в той или иной степени подвержено влиянию жидкости, которое следует учитывать. [5]
Так как на большинстве газовых скважин башмаки фонтанных труб, как правило, находятся выше верхних отверстий фильтра, представляет интерес рассмотреть индикаторные кривые при наличии столба жидкости на забое или в фонтанных трубсх. [6]
В связи с тем, что в большинстве газовых скважин башмак фонтанных труб, как правило ( хотя это и неправильно), находится выше верхних отверстий фильтра, интересно рассмотреть вид индикаторных кривых при наличии столба жидкости на забое и в фонтанных трубах. [7]
Это обстоятельство позволяет сделать вывод, что практически на работу большинства газовых скважин в той или иной степени влияет наличие жидкости, что следует учитывать при обработке результатов исследований скважин и расчетах работы ствола при комплексном проектировании разработки месторождений. [8]
 |
Схемы крепления газовых скважин эксплуатационными колоннами на площадях Восточной Украины. [9] |
Опыт эксплуатации устройства ШУГ-168 подтвердил их исключительную надежность, и в настоящее время большинство газовых скважин оборудуются только такими пакерами. Герметизирующее устройство надежно в эксплуатации, дает возможность применять фонтанные трубы увеличенного диаметра, что повышает добычные возможности скважин почти в два раза. [10]
Определяем для скважины глубину Н - вертикальное расстояние от средней точки продуктивного пласта до устья. Рассчитываем L / H - длину спущенных фонтанных труб, деленную на вертикальное расстояние. В большинстве газовых скважин L / H равняется единице, так как Н равно L. [11]
Еще одним методом ликвидации межколонного газопроявления является метод установки забойного пакера для защиты эксплуатационной колонны от внутреннего избыточного давления и перекрытия путей поступления газа в межколонное пространство. После установки пакера надпакерное пространство заполняется герметизирующим составом. Данный метод используется редко в связи с тем, что большинство газовых скважин оборудованы забойными пакерами. [12]
Естественные тазы грубо подразделяются на сухие и влажные. Сухими называются газы, выделяющиеся под большим давлением на новых промыслах, или же газы, не соприкасающиеся с сырою нефтью и содержащие лишь сравнительно небольшие количества высших газообразных парафинов. Газы же, находящиеся под низким давлением и соприкасающиеся с нефтью, а потому содержащие сравнительно большое количество легко сжижаемых углеводородов, называются влажными газами. Хотя большинство газовых скважин и не дает нефти, газ все же неизменно сопровождает нефть в пластах. [13]
Даже диаметр скважины нет возможности точно знать, так как для указанной формулы требуется не диаметр последней колонны обсадных труб и не диаметр долота, которым пробурен пласт, а эффективный диаметр скважины. Его точные размеры неизвестны. Может быть в пласте образовалась каверна или может быть фильтр против пласта с внешней стороны загроможден обломками породы. Торпедирование и обработка соляной кислотой сильно увеличивают эффективный диаметр, а насколько - неизвестно. Большинство газовых скважин в США торпедируются. [14]
Суммарный запас газа, возможный к извлечению через данную скважину, деленный на дебит первого дня, есть условный индекс долговечности. Под именем добычи первого дня, мы понимаем дебит скважины сполна открытой, хотя фактически из этого дебита берется лишь какой-то процент. Уже по ней в первый же день эксплоатации можно приблизительно сообразить, сколько скважина даст за всю свею жизнь. Из истории эксплоатации газовых скважин мы вывели, что большинство газовых скважин при правильней эксплоатации дает за всю свою жизнь суммарную добычу, равную добыче первого дня, помноженной на число, которое заключается между 50 и 500, Есть скважины, вышедшие из этих пределов. [15]
Страницы: 1