Cтраница 1
Высокодебитные газовые скважины, производительность которых не ограничена продуктивной характеристикой пласта или проведением работ по интенсификации ( в частности, взрывы большой мощности в призабойной зоне), в настоящее время не являются редкостью. Крупные газовые месторождения СССР, расположенные на севере, относятся к категории залежей, подлежащих разработке скважинами большого диаметра. [1]
Высокодебитные газовые скважины, особенно в трудных климатических условиях севера Тюменской области, должны иметь надежную конструкцию, позволяющую отбирать газ только по колонне насосно-компрессорных труб, имеющих герметические муфтовые соединения, все необходимое подземное оборудование ствола скважины для длительной безопасной работы, охраны окружающей среды. [2]
Для высокодебитных газовых скважин диаметр эксплуатационной колонны может быть и больше указанных величин. [3]
Для высокодебитных газовых скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен бы осуществляться из условий максимального использования энергии пласта с учетом капиталовложений в разработку месторождений. В этом плане предложено несколько критериев для оценки эффективности конструкции скважины. [4]
В высокодебитных газовых скважинах при движении газа по колонне в ней возникает механические и термические напряжения, расширяющие колонну и нарушающие герметичность крепи. Очевидно, при напряженном контакте отрицательное действие этих напряжений было бы минимальным. [5]
Арматуры с диаметром прохода стволовой части елки от 65 до 150 мм применяют для оснащения высокодебитных газовых скважин. [6]
Обычно первые поисковые и разведочные скважины закладываются в сводовой части структуры; при наличии газонефтяных залежей они нередко оказываются расположенными в пределах газовой шапки и опробование их завершается мощным газовым фонтаном. При наличии вблизи нового месторождения крупного потребителя газа эксплуатация высокодебитной газовой скважины становится заманчивой еще до оконтуривания залежи и установления ее нефтеносной части. Практика нефтедобывающей промышленности некоторых стран ( США, Канады и др.) знает немало случаев, когда разработка нефтегазовой залежи no - существу начинается с выпуска газа из газовой шапки, что приводит к лишению нефтяной залежи пластовой энергии, а также к потерям нефти вследствие смачивания зерен песчаных пород в пределах газовой шапки при продвижении газо-нефтяного контакта. [7]
Газовые скважины в основном характеризуются высокими значениями скоростей потока, достигающими 10 м / с и более. Для исследования высокодебитных газовых скважин применимы скоростемеры, не имеющие пакерующих устройств. Применение пакеров связано с опасностью подброса прибора при высоких скоростях газа в скважине. Дебитомеры с пакером могут быть применены для исследования только малодебитных газовых скважин. [8]
Манифольды фонтанной арматуры рядовых нефтяных скважин состоят из трех-четырех задвижек, крестовиков, тройников и некоторых других деталей. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит уже из большего числа задвижек, крестовиков и тройников. Еще более сложные системы представляет манифольд арматуры на высокодебитных газовых скважинах. [9]