Газоконденсатная скважина
Cтраница 2
Продукция газоконденсатных скважин, как правило, обрабатывается на установках низкотемпературной сепарации с использованием холода, получаемого в результате дросселирования газа высокого давления. [16]
Выбор газоконденсатных скважин, пригодных для обработки их приза-бойных зон углеводородными растворителями, должен производиться в соответствии с двумя основными положениями. [17]
Продукция газоконденсатных скважин ( поток / / /) охлаждается в указанном испарителе за счет теплообмена с испаряющимся хладагентом ( поток / /), поступающим в него через теплообменник 6 газ - жидкость и штуцер 7 в жидком виде. [18]
 |
Кривая восстановления давления на забое скважины после ее остановки.| Кривая восстановления давления в закрытой скважине. [19] |
Исследования газоконденсатных скважин аналогичны исследованиям обычных скважин, но включают в себя дополнительные операции, связанные с выяснением количества конденсата и газовой фазы, получаемых на различных режимах работы скважины. Для этого к скважине подключается специальная установка ЛПГ ( лаборатория передвижная для газа) или сепаратор, позволяющие выделить из потока при заданных давлении и температуре жидкую и газовую фазы. [20]
Для газоконденсатных скважин в формуле ( 9) следует вместо у подставить средний по стволу относительный удельный вес газовой фазы. [21]
Для газоконденсатных скважин, когда дальнейшее снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата, рекомендуется режим постоянного забойного давления. [22]
Обводнение газоконденсатных скважин, как правило, происходило внезапно резко. [23]
Для разведочных и газоконденсатных скважин разработана методика исследования по циклам, позволяющая в процессе исследований следить за состоянием ( очищением или засорением) призабойной зоны в процессе исследования и эксплуатации. При этом первичную обработку результатов рекомендуется проводить непосредственно в процессе самого исследования при помощи соответствующих номограмм, которые необходимо составлять с учетом специфических особенностей, характерных для различного вида месторождений и скважин. [24]
На газоконденсатной скважине с газонефтяным фактором 2494 нм3 / м3 было проведено испытание производительности по методу создания противодавления. [25]
В газоконденсатной скважине, когда фонтанирующая смесь поступает на забои в газообразном виде, удельный вес ее можно вычислить по удельному весу сепарированного газа и с использованием некоторых физических свойств сепарированной жидкости. Удельный вес газа определяется как отношение среднего молекулярного веса газа к среднему молекулярному весу воздуха. [26]
К газоконденсатным скважинам предъявляются следующие требования: а) непрерывный, полный вынос пластового газа в поверхностный сепаратор; б) депрессия в пласте при минимально необходимом дебите для полного выноса жидкости с забоя газоконденсатной скважины в поверхностный сепаратор не должна превышать 10 % от начального пластового давления; в) в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НК. [27]
В остановленной газоконденсатной скважине свободная часть жидкости может выпасть из потока и накопиться на забое. Поэтому, чтобы убедиться в правильности величины забойного давления, рассчитанной по измерениям на поверхности, желательно определить, нет ли в газоконденсатной скважине статического уровня жидкости. Когда положение статического уровня жидкости известно, для определения давления на границе раздела жидкости и газа можно использовать расчеты, подобные приведенным для газовых скважин. [28]
В газоконденсатных скважинах отмечено более значительное превышение пластового давления над гидростатическим. [29]
В газоконденсатных скважинах температура потока на малой длине участка изменяется незначительно, так что с достаточной степенью точности течение на этом участке можно считать изотермическим и температуру принять средней и постоянной для всего участка. [30]
Страницы: 1 2 3 4