Технологический режим - эксплуатация - газовая скважина
Cтраница 2
Таким образом, при обосновании технологических режимов эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды необходимо исходить из прогнозных расчетов по кинетике конусо-образования. Исследования нестационарного конусообразования, в частности, показывают, что скорость подъема вершины конуса зависит от коллекторских свойств пласта, дебита скважины, степени несовершенства скважины. [16]
Таким образом, при обосновании технологических режимов эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды необходимо исходить из прогнозных расчетов по кинетике конусообразования. Исследования нестационарного конусообразования1, в частности, показывают, что скорость подъема вершины конуса зависит от коллектор-ских свойств пласта, дебита скважины, степени несовершенства скважины. [17]
В работе [12] показано, что технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут и должны решать задачи регулирования разработки залежи при газовом режиме. Ранее в настоящей работе была подтверждена возможность решения задач регулирования разработки месторождений при водонапорном режиме с помощью технологических режимов эксплуатации скважин. [18]
Одним из основных факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации газовых скважин, является наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды. К коррозионно-активным компонентам в газе относятся углекислота, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СС2 и H7S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скзажинного и промыслов. Наличие в пластовой воде органических кис / лт ( муравьиной, уксусной, пропиновой и др.) тг кже вызывает корро. Интенсивность коррозии зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в газе, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и промыслового оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, режима движения газожидкостного потока и др. В целом процесс коррозии на газодобывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, детальное изучение которых является весьма сложной задачей. [19]
 |
К построению численной. [20] |
Аналогичным образом получаются расчетные формулы п для других технологических режимов эксплуатации газовых скважин. [21]
Исследовано влияние деформации и разрушения призабойной зоны на технологический режим эксплуатации газовых скважин. Проанализировано и обобщено влияние естественных и искусственных факторов на устойчивость пород в призабойной зоне и на процесс образования песчаных пробок в скважине. Изучено влияние песчаных пробок или столба жидкости на производительность газовых скважин и дано сравнение влияния песчаных пробок с различной проницаемостью и несовершенств по степени вскрытия на продуктивность. Разработаны приближенные аналитические методы определения производительности газовых скважин с песчаной пробкой или со столбом жидкости в стволе при полном и частичном перекрытии продуктивного интервала. Разработаны критерии для определения начала разрушения образовавшейся пробки и самозадавливания скважины столбом жидкости. Полученные аналитические решения для различных соотношений проницаемостей пласта и пробки, высоты песчаных пробок и диаметра и глубины спуска фонтанных труб проверены экспериментально, а также подтверждены промысловыми данными реальных месторождений. [22]
Разработанные с учетом различных факторов теоретические основы установления технологического режима эксплуатации газовых скважин и определения параметров, применяемых при выборе технологического режима, используются при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Однако проведенные до настоящего времени и теоретические и экспериментальные исследования отдельных факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации и определение параметров пласта и скважины, носят разрозненный характер. [23]
Таким образом, в общем случае при обосновании технологических режимов эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды необходимо исходить из прогнозных расчетов по кинетике конусообразования. Исследования нестационарного конусообразования1, в частности, показывают, что скорость подъема вершины конуса зависит от коллекторских свойств пласта, дебита скважины, степени несовершенства скважины. [24]
Выше были детально рассмотрены основные принципы и факторы установления технологического режима эксплуатации газовых скважин. [25]
Руководствуясь этими факторами, а также потребностью в газе, назначают технологические режимы эксплуатации газовых скважин. [26]
Рассмотрим основные и исторические аспекты, условия и факторы, влияющие на технологический режим эксплуатации газовых скважин. [27]
Одним из простейших ( с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим максимально допустимой депрессии на пласт. [28]
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимаются условия, при которых происходит отбор газа из скважин, а также комплекс работ, необходимых для нормальной эксплуатации скважины и прискважинного оборудования. Технологический режим эксплуатации газовой скважины должен удовлетворять следующим требованиям. [29]
Процесс разработки газового месторождения сопровождается непрерывным снижением технологических показателей эксплуатации: пластовых, забойных и устьевых давлений, а также дебитов скважин. Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимают определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением. Он должен обеспечить получение максимально возможного дебита при минимальной затрате пластовой энергии и нормальной эксплуатации, т.е. без нарушений, которые могут привести к различным осложнениям. Получение максимально возможного дебита способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Система пласт - скважина - газопровод - потребитель представляет собой единую газодинамически связанную систему. [30]
Страницы: 1 2 3