Cтраница 1
Вынос пластовой воды наблюдается в 5 - И 5 % ( в зависимости от УКПГ) эксплуатирующихся скважин. Большинство из них выносят пластовую воду в пределах 0 1 - 1 0 м / сутки и только по отдельным скважинам вынос пластовой воды значительно превышает указанные пределы. [1]
Надежные гидрохимические показатели выноса пластовых вод в скважинах с большим интервалом перфорации появляются только при перекрытии водой большей его части ( 50 - 70 от общей газонасыщенной мощности перфорированного интервала), поскольку безводный дебит обеспечивается притоком газа из неперекрнтоЕ части. [2]
Рассмотрим геолого-промнсдовне условия возможного выноса Пластовых вод с газом цримештелыго к Медвежьему месторождению, Цри этом сразу ке необходимо исключить единичные случаи получения Пластовых вод в эксплуатационных скважинах, когорке про бурены ниже газоводяного контакта и имеют дефектный цементах. [3]
Оценивая условия и возможности выноса пластовых вод в зоне максимального подъема газоводяного контакта, необходимо отметить следующее. [4]
Если в процессе исследования начинается вынос пластовой воды, то корректируют депрессии на отдельных режимах. [5]
В процессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды, в составе которой содержатся карбонат кальция - кальцит СаСОз, сульфат кальция - гипс CaS04 - 2H20, сульфат бария - барит BaS04, хлорид натрия - галит NaCI, при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси происходит солеотложение. [6]
Однако при добыче газа часто происходит вынос пластовой воды в капельном виде. Эта вода содержит растворенные минеральные соли. [7]
Ряд газовых скважин на месторождении эксплуатируется с активным выносом пластовой воды из московско-артинских отложений. Дебиты воды по ним колеблются от 1 - 5 до 100 м3 / сут, Чаще составляют 1 - 50 м3 / сут. Для рассматриваемого комплекса наиболее характерны дебиты воды до 50 М3 / сут. [8]
Вместе с тем вопросам накопления на забое и выноса пластовой воды и конденсата в процессе эксплуатации скважины, а также механизму движения газо-жидкостной смеси в колонне все еще-не уделяется должного внимания. [9]
Количество воды, поступающей на ГП, не зависит от объема выноса пластовой воды, а определяется температурой и давлением в пылеуловителе ( сепараторе), то есть поступление избыточного количества воды из пласта не оказывает значительного влияния на эксплуатационные параметры установок осушки газа. [10]
В настоящее время более 40 % фонда газовых скважин работает с ограничением по дебиту из-за выноса пластовой воды и песка, в 30 % скважин наблюдается образование песчаных пробок, в 10 % имеются нарушения целостности эксплуатационных колонн. [11]
Ряд работ как раз и посвящен разработке ингибиторов гидратообра-зования в стволе скважин, одновременно способствующих и выносу пластовой воды с забоя ( А. СССР), предложен реагент, включающий метанол, ПАВ и минерализованную пластовую воду при следующем соотношении реагентов: минерализованная пластовая вода 50 - 80 мае. В качестве пластовой воды используют высокоминерализованную воду газовых и газоконденсатных месторождений с минерализацией 100 г / л и выше. В качестве прототипа здесь используется более ранее изобретение ( А. СССР), в котором предложен антигидратный реагент, содержащий метанол, ПАВ и минерализованную воду при следующем соотношении компонентов: метанол - 70 - 80мас %, минерализованная вода - 20 - ЗОмас. [12]
На Западном щатлыке зона: аву грилластового обводнения охватывает лишь северное крало, нч затрагивая сухое поле залежи, где эксплуатадаонные скважины работают без выноса пластовой воды. На Восточном шатлыке зона внутршшастового обводнения почти со всех сторон оксдатуривает сухое поле залежи, о чем свидетельствуют обводняющиеся краевые эксплуатационные скважины. [13]
По мере существенного снижения пластового давления, а также внедрения пластовой воды в залежь и приближения текущего ГВК к интервалам перфорации скважин, предельные дебиты по каждой скважине уменьшались чтобы предупредить вынос пластовой воды и песка. [14]
Исходя из изложенного выше, при прогнозировании потерь гликоля на установках подготовки газа СПХГ в формулу (5.1) общих потерь для промысловых УКПГ необходимо добавить еще одну статью потерь q, связанную с нестабильностью технологического процесса, которая вызвана тем, что период отбора газа из хранилищ характеризуется значительным изменением дебита скважин суточного и месячного отбора газа, резким снижением пластового и устьевого давлений, интенсивным обводнением скважин в начале и в конце отбора, выносом компрессорного масла в скважину в период закачки газа, увеличенным выносом пластовой воды и примесей из скважин. К тому же в процессе отбора газа на ПХГ от центральной диспетчерской службы ( ЦДС) поступают распоряжения как по изменению отбора газа, так и по полной остановке работы установок. Все это приводит к нестабильной работе оборудования и связанным с этим осложнениям. [15]