Cтраница 2
Плашки на шиберах полированными поверхностями плотно прилегают к упругим элементам, обеспечивая герметичность при-давлениях 35 и 70 МПа в процессе эксплуатации газовых скважин. [16]
При инженерно-геологическом обосновании выбора системы расположения и участков заложения скважин и размещения других промысловых объектов, трасс газопроводов в этом регионе учитываются распространение и мощности многолетнемерзлых толщ, сезонное про-таивание и промерзание, возможные осложнения в процессе эксплуатации газовых скважин, промысловых сооружений и коммуникаций при тепловом воздействии на толщу мерзлых пород, а также необходимость разработки мероприятий по охране окружающей среды. [17]
При опробовании и промышленной эксплуатации скважин широко применяются: гидравлический разрыв пласта, а также его разновидности; различные варианты кислотных обработок забоя и призабойной зоны; вытеснение в пласт под большим давлением химически активных реагентов ( ПАВ) с целью изменения соотношений поверхностных сил на границах контактов между ними и газожидкостной смесью, насыщающей пласт, а также изменения поверхностных свойств твердой фазы пласта; вытеснение в пласт чистого одного раствора ПАВ очень слабой концентрации и с большим расходом его для очистки призабойной зоны от кристаллов соли ( внесенных при вскрытии или участвующих в породообразовании); промывка водой или водными растворами ПАВ механической взвеси, отложившейся на забое; реперфорация под давлением в процессе эксплуатации газовых скважин; дополнительное вовлечение в разработку пропластков или расширение интервалов перфорации; глубокое обнажение пласта струей, выходящей из гидропескоструйного снаряда и углубляющейся в горную породу; промывка кислотой и кварцевым песком скважин и насосно-компрессорных труб для удаления продуктов коррозии; наконец, воздействие на забой знакопеременными ударами ( резким изменением забойных давлений) для нанесения горной породе в окрестностях эксплуатационного забоя механических повреждений. [18]
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения при-г Эбойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого, числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества ( ПАВ) - сильные пенообразователи - суль-фанол, синтетические моющие порошки ( Кристалл, Луч) и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. [19]
Ценные материалы могут быть получены из журналов производства разведочных работ и работ по ликвидации и освоению скважин. Необходимы также сведения об изменениях дебита и давления в процессе эксплуатации газовых скважин, данные кернового анализа ( пористость, проницаемость) и результаты лабораторного исследования связанной воды. Все эти сведения в сочетании с геологическими данными позволяют рассчитать емкость хранилища. Чтобы определить возможный темп отбора газа из хранилища и необходимое количество скважин, нужно изучить результаты испытания отдель ных скважин. [20]
В газовых скважинах опрессовка обсадной колонны, колонной головки и фонтанной арматуры должна быть проведена на избыточное давление, равное пластовому. Такое испытание колонны и устьевой обвязки необходимо потому, что в процессе эксплуатации газовой скважины она может быть остановлена без задавки. В этом случае на устье скважины устанавливается статическое давление, величина которого весьма близка к пластовому. [21]