Cтраница 3
Например, если скважина расположена у газовой шапки в приконтурной зоне, то при увеличении депрессии газ из газовой шапки может прорваться в скважину и величина газового фактора скважины резко увеличится. [31]
Отказ от второй колонны насосных труб позволяет значительно сократить расход металла и денежных средств на оборудование установки, а также осуществить спуск погружных агрегатов в скважины с обсадными 5, 4 колоннами и даже меньшими. Но оборудование скважин по такой схеме не всегда возможно. Основным препятствием для применения этой схемы является большой газовый фактор скважины, так как свободный газ имеет только один выход - через насос и, следовательно, сильно снижает коэффициент наполнения последнего. [32]
С, к весу ( в т) получаемого стабилизированного конденсата, необходимы замеры на промысловых установках. Объем газа, который выделяется из трапа, замеряется промысловым расходомером. Объем стабилизированного конденсата устанавливается по его объему и плотности. Затем определяется газовый фактор скважин. [33]
Автором предложены, разработаны и запатентованы нетрадиционные способы определения производительности скважин на нефтегазовых месторождениях. По скорости прироста давления по начальному участку кривой восстановления давления в скважине определяют дебит газа и жидкости, поступившей из пласта. Газовый фактор определяют по градиенту давления флюида в стволе скважины. На основании выявленных закономерностей разработаны программы расчета дебита и газового фактора скважин. [34]
Первым недостатком является необходимость спуска в скважину двух колонн насосных труб, вследствие чего увеличивается металлоемкость и стоимость установки, трудоемкость, продолжительность и стоимость подземного ремонта скважин, а также ограничиваются габариты и конструкции погружных агрегатов. Лучшим решением в целях устранения этого недостатка является применение схемы с одной колонной насосных труб и пакером. Функции второго канала в этом случае выполняет обсадная колонна. Но такое решение возможно не во всех скважинах. Непременным условием является исправность и герметичность обсадной колонны, а также невысокий газовый фактор скважины или возможность значительного погружения агрегата под динамический уровень. Последнее требование вызвано тем, что при этой схеме через погружной насос должен проходить весь газ, поступающий из скважины. [35]
На протяжении времени эксплуатации фонтанирующей скважины изменяются состав добываемой жидкости и дебит. Дебит скважины обычно уменьшается. Не считая некоторых колебаний, то же происходит и с динамическим забойным давлением. На рис. 1.4 - 15 показано, как с уменьшением дебита при данном рабочем газовом факторе фонтанирование будет обеспечено путем спуска подъемных труб меньшего диаметра. Согласно рис. 1.4 - 14 и параграфу 2.3 - 2 6 падение динамического забойного давления будет вызывать увеличение газового фактора. Газовый фактор скважины может изменяться во времени вследствие влияния различных причин. Например, при вытеснении нефти растворенным газом газовый фактор скважины будет вначале резко увеличиваться по сравнению с первоначальным, а затем постепенно падать. Хотя возможны и другие примеры из работы фонтанных скважин. Взаимодействие различных факторов часто может привести к ситуации, когда будет необходимо уменьшать диаметр подъемной колонны для того, чтобы обеспечить минимальный газовый фактор. Предпочтение при этом обычно отдается решению, которое позволяет обеспечить относительно высокие дебиты через подъемные трубы наименьшего диаметра. Правда, эффективность добычи нефти первоначально будет более низкой. Однако это не является большим недостатком, так как в таком случае сохраняется значительное количество удельной энергии на забое скважины. [36]
На протяжении времени эксплуатации фонтанирующей скважины изменяются состав добываемой жидкости и дебит. Дебит скважины обычно уменьшается. Не считая некоторых колебаний, то же происходит и с динамическим забойным давлением. На рис. 1.4 - 15 показано, как с уменьшением дебита при данном рабочем газовом факторе фонтанирование будет обеспечено путем спуска подъемных труб меньшего диаметра. Согласно рис. 1.4 - 14 и параграфу 2.3 - 2 6 падение динамического забойного давления будет вызывать увеличение газового фактора. Газовый фактор скважины может изменяться во времени вследствие влияния различных причин. Например, при вытеснении нефти растворенным газом газовый фактор скважины будет вначале резко увеличиваться по сравнению с первоначальным, а затем постепенно падать. Хотя возможны и другие примеры из работы фонтанных скважин. Взаимодействие различных факторов часто может привести к ситуации, когда будет необходимо уменьшать диаметр подъемной колонны для того, чтобы обеспечить минимальный газовый фактор. Предпочтение при этом обычно отдается решению, которое позволяет обеспечить относительно высокие дебиты через подъемные трубы наименьшего диаметра. Правда, эффективность добычи нефти первоначально будет более низкой. Однако это не является большим недостатком, так как в таком случае сохраняется значительное количество удельной энергии на забое скважины. [37]