Технологический режим - эксплуатация - скважина
Cтраница 4
Из приведенных рисунков видно, что технологический режим эксплуатации скважин, продолжительности периодов нарастающей и постоянной добычи газа 7 нпд влияют на мощность дожимных компрессорных станций NKC, изменение во времени отбора газа и продолжительность периода разработки месторождения. Если при расчетах ограничивать величину мощности NKC, то на рис. 8.1 ее изменение во времени характеризуется штрих-пунктирной линией, а на рис. 8.2 - сплошной. Изменение зависимости NKC - f ( t) на рис. 8.1 объясняется следующими причинами. В условный период А на зависимость NKC / ( 0 в основном влияет уменьшение отбора газа из месторождения. В период В сказываются снижение пластового давления, увеличение потерь давления на пути движения газа до приема КС. В период С вновь преобладает фактор падения добычи газа из месторождения. [46]
В предыдущей главе отмечалось, что 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. [47]
Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м / с, показывает, что основной причиной коррозии является скорость потока. Причем на участках интенсивной коррозии и отсутствия коррозии термобарические условия не сильно отличаются. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости показан на рис. 28.10. Из рис. 28.10 видно, что очень сильная коррозия - более 2 мм в год и сильная коррозия - 1 - 2 мм в год наблюдаются в скважинах, где скорости потока колеблются в пределах 17 - 21 м / с. Исследования показали, что содержание ртути в газе меньше влияет на интенсивность коррозии, чем превышение критической скорости потока. [48]
 |
Схема модели пласта. [49] |
Исследуемая задача регулирования заключается в нахождении технологических режимов эксплуатации скважин, максимизирующих допрорывный коэффициент конденсатоотдачи. Под допрорывным коэффициентом конденсатоотдачи понимается отношение суммарного добытого количества конденсата к моменту прорыва сухого газа в одну из эксплуатационных скважин к общим запасам конденсата в пласте. [50]
Страницы: 1 2 3 4