Cтраница 1
Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата. [1]
В скважинах газоконденсатных месторождений фонтанные трубы могут потребоваться и при малом содержании сероводорода ( десятые доли %), СС2, S04 и других возбудителей коррозии. [2]
Практика эксплуатации скважин газоконденсатного месторождения Карадаг и Калмас показала, что уменьшение коэффициентов продуктивности скважин наблюдается лишь в первый период разработки месторождения, после чего они весьма значительно увеличиваются. [3]
Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем. [4]
Разрушение насосно-компрессорных труб скважин газоконденсатных месторождений усиливается также в результате выноса из пласта абразивных частиц. [5]
Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем. [6]
При использовании трапа на скважинах газоконденсатных месторождений завод-изготовитель должен подвергнуть сосуд пневматическому испытанию на герметичность. [7]
Сложнее обстоит дело при эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений с высокими пластовыми температурами, когда по мере падения пластового давления наличие пластовой энергии уже не обеспечивает получение необходимых температур сепарации только за счет дросселирования и теплообмена в газовых теплообменниках. Так, при эксплуатации скважин Майкопского газоконденсат-ного месторождения, где пластовая температура равна 401 К, при отборе газа 400 - 600 тыс. м3 в сутки, температура его на входе в установку колеблется в пределах 340 - 355 К. [8]
В большинстве случаев причиной обводнения скважин краснодарских газоконденсатных месторождений было продвижение контурных вод. Но иногда скважины обводнялись чужими ( верхними или нижними) водами из-за некачественного цементажа эксплуатационной колонны, а некоторые скважины Березанского месторождения ( скв. [9]
И, наконец, о скважинах газоконденсатных месторождений, по эксплуатации которых еще не накоплен достаточный опыт. С точки зрения долговечности они, по-видимому, занимают промежуточное место между нефтяными и чисто газовыми скважинами. [10]
Диаметр гравитационного или горизонтального сепаратора для скважин конкретных газоконденсатных месторождений и особенно со значительным содержанием жидких углеводородов следует определять по скорости осаждения капли жидкости расчетного диаметра. [11]
Другими агрессивными составляющими н газожидкостном потоке скважин газоконденсатных месторождений Краснодарского края являются летучие органические кислоты жирного ряда. [12]
Рассмотрены вопросы контроля гидродинамических характеристик пласта я скважин газоконденсатных месторождений в условиях отсутствия резерва добывных возможностей промысла. Показано, что наиболее перспективными в таких условиях являются метода, требующие кратковременных остановок скважин, а также методы определения параметров пласта по данным эксплуатации скважин. Предложены методы определения пластового я статического устьевого давления по участку КВД и определения фильтрационных сопротивлений по корреляционным функциям устьевого давления и дебита, замеряемого на УШГ. [13]
Изменение плотности газа по стволу наблюдается в скважинах газоконденсатных месторождений, поэтому для точного измерения давления необходимо применять глубинные манометры или находить изменение плотности газа по стволу скважины. [14]
Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений был впервые использован в США, где в 1950 г. была пущена в эксплуатацию первая промышленная установка НТС. [15]