Cтраница 2
Ограничение скорости потока при недостаточном его обосновании приводит к дополнительным затратам и повышению себестоимости добычи газа. В определенной степени такое ограничение предусмотрено в проекте разработки месторождения Шатлык, где скорость потока у устья принята 10 м / с. Позднее, при корректировке проекта разработки этого месторождения во ВНИИгаз, критическая скорость потока в соответствии с новым технологическим режимом эксплуатации доведена до 17 м / с без изменения конструкции скважин. [16]
Спецификой добычи нефти является то, что ее результаты во многом зависели от производства буровых работ, монтажу новых скважин. В указанный период здесь были достигнуты некоторые успехи. Перемены в технологии бурения способствовали сокращению численности обслуживающего персонала. Большое значение имело изменение конструкции скважин, что повлекло за собой экономию металла. [17]
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. Режим постоянной скорости потока на устье скважины является менее эффективным и приводит к интенсивному 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 коррозионно-стойком исполнении, изменением конструкции скважины в процессе разработки и др. Оптимальньш технологически режим эксплуатации скважин в условиях коррозии оборудования устанавшшается путем сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов. [18]
Изменение диаметра скважин значительно сказывается на добывных возможностях технологического оборудования. Так, с увеличением диаметра поршневых глубинных насосов подача увеличивается пропорционально квадрату отношения диаметров, а для погружных центробежных насосов - пропорционально кубу отношения диаметров колес. Однако, как видно из рис. 12, стоимость строительства скважин пропорциональна диаметру. При увеличении диаметра скважин до 200 мм их стоимость повышается в сравнении с диаметром 168мм на 70 - 80 тыс. руб.; значительно возрастает металлоемкость. Очевидно, в некоторых случаях ( высокие дебиты скважин, многопластовость) требуется изменение конструкции скважин. [19]
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. Режим постоянной скорости потока на устье скважины менее эффективный и приводит к интенсивному 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 коррозионно-стойком исполнении, изменением конструкции скважины в процессе разработки и др. Оптимальный технологический режим эксплуатации скважин в условиях коррозии оборудования устанавливается путем сопоставления различных вариантов технико-экономических показателей. [20]