Cтраница 3
Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом всех факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. [31]
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 С02 и H2S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. Наличие органических кислот в пластовой воде - муравьиной, уксусной, пропиновой и других - также вызывает коррозию металла. 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 - весьма сложная задача. [32]
Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо исходить го возможности применения коррозионно-стойкого оборудования с учетом изменения величин давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из говестных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. [33]
Изменение давления и температуры газа при заданной конструкции скважины происходит медленнее, чем изменение скорости потока. Поэтому при наличии коррозионно-активных компонентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлем режим постоянной скорости потока. Режим постоянной скорости потока на устье скважины менее эффективен, что приводит к значительному увеличению числа скважин при заданном годовом отборе из месторождения. Поэтому приемлемость этого режима должна устанавливаться путем сравнения различных вариантов, осуществимых при наличии коррозионно-активных компонентов в составе газа, в частности с закачкой ингибитора в скважину, использованием оборудования в. Оптимальный технологический режим эксплуатации скважин в условиях коррозии оборудования устанавливается путем сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов. [34]
Рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений и циклическая эксплуатация подземных хранилищ газа существенно зависят от правильности установленного технологического режима эксплуатации каждой скважины, которая обусловливает объем капитальных и эксплуатационных затрат и надежность газодобычи на месторождении. В отличие от ряда отраслей, где режим ограничен жесткими условиями, технологический режим эксплуатации газовых скважин часто устанавливается на базе недостаточно точной информации и поэтому не всегда глубоко обоснован и однозначен. Условность выбранного технологического режима эксплуатации газовых скважин зависит от фактора субъективизма и связана с количеством и качеством исходной информации, множеством факторов, от которых в одинаковой степени зависит режим эксплуатации. [35]
Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы получение наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах. [36]
В данный том включены публикации, в которых рассмотрены методы подсчета запасов газа по падению давления в процессе опытной и опытно-промышленной эксплуатации месторождений. Изложены приемы, применяемые при комплексном проектировании, и методы интенсификации добычи газа. Приведены расчеты технологических режимов эксплуатации газовых скважин, методы определения параметров газонефтяных пластов, долгосрочная модель использования ресурсов природного газа. [37]
Учет всех факторов практически невозможен хотя бы потому, что нередко учет одного из факторов противоречит учету другого фактора. Кроме того, некоторые из этих факторов не поддаются учету. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом всех факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. [38]
На основе анализа геолого-технических условий газовых и газоконденсатных месторождений и обобщений проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных отдельным аспектам установления технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, сформулированы основные принципы установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин. Определены основные факторы, влияющие на технологический режим эксплуатации, среди которых выделены один или несколько определяющих факторов для выбора по ним режима эксплуатации скважины. Обоснована возможность и необходимость изменения технологического режима эксплуатации газовых скважин в процессе разработки. Приведены критерии, по которым поддерживается тот или иной технологический режим эксплуатации скважин. [39]
Обобщены исходные условия и обоснован технологический режим эксплуатации скважин при наличии в газе коррозионно-активных компонентов, влаги и атомарной ртути. Установлены количественные связи между концентрацией коррозионно-активного компонента, давлением, температурой, скоростью потока, конструкцией скважин и интенсивностью коррозии. На основе проведенных экспериментнальных и промысловых исследований обоснован технологический режим эксплуатации газовых скважин, в продукции которых содержится ртуть. Приведены результаты уникальных исследований влияния ртути на интенсивность коррозии и методы борьбы с ней. [40]
Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. Поэтому для выбора технологического режима таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования. Причем концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не регулируются. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования с учетом изменения давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. [41]
Несмотря на различия постановки физико-математической модели задачи о безводной эксплуатации нефтяных и газовых скважин и методов ее решения, полученные результаты в большинстве случаев не соответствуют фактическому режиму эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Виковым, о существовании стационарного конуса воды, высота которого определяется ее удельным весом. Позднее в [340] показано, что пренебрежение влиянием конуса воды на фильтрацию нефти и газа приводит к заметной ошибке в величине безводного дебита. Поэтому, несмотря на многочисленность работ по установлению технологического режима эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды, их предельные безводные дебиты определяются весьма приближенно. [42]