Большая техническая энциклопедия
0 1 3 4 9
D V
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ь Э Ю Я
Р- РА РЕ РИ РО РТ РУ РЫ

Работа - газовая скважина

 
Работа газовой скважины характеризуется давлением, расходом, скоростью движения и температурой газа в различных точках замера. Наиболее важным параметром, определяющим все другие, является давление. При испытании и эксплуатации скважины необходимо знать следующие абсолютные давления: руз - на устье закрытой скважины; руэ - на устье эксплуатируемой скважины в потоке газа; руэн - на устье эксплуатируемой скважины в не-подвижном газе ( например, в кольцевом пространстве при отборе газа по фонтанным трубам); рп 3 - на уровне середины зоны вскры-тия продуктивного пласта в закрытой скважине; рпэ - на уровне середины зоны вскрытия продуктивного пласта в эксплуатируемой скважине.
Работа газовой скважины регулируется созданием определенного противодавления на устье. Для этого на пути движения струи газа из скважины устанавливают штуцера. Количество отбираемого газа регулируется изменением отверстия штуцера.
Работа газовой скважины контролируется путем соответствующих замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований.
Работа газовых скважин на поздней стадии разработки залеж сопровождается рядом осложнений: выносом воды и песка, заколонным перетоками газа, воды, возникновением межколонных давлений.
Надежность работы газовых скважин, вскрывших терригенные коллекторы, существенным образом зависит от устойчивости пород в призабойной зоне. Разрушение коллекторов при превышении допустимого градиента давления приводит к большим осложнениям, устранение которых требует значительных материальных затрат и снижает надежность добычи газа из месторождения. Разрушение пласта отрицательно влияет на технологический режим работы скважин, способствует образованию пробки, разъеданию фонтанных труб и наземного оборудования.
Режим работы газовых скважин устанавливается при помощи регулируемого штуцера на скв.
Режимы работы газовой скважины устанавливаются либо на устье с помощью штуцеров ( диафрагм), либо на замерных линиях УКПГ.
При работе сверхмощных газовых скважин с дебитом 3 - 5 млн. м3 / сут обеспечивается благоприятный температурный режим работы скважины без образования гидратов в стволе и наземных сооружениях.
За работой газовых скважин ведется регулярное оперативное наблюдение. Оператор по добыче газа обязан регулярно следить за состоянием устьевого оборудования ( герметичностью фланцевых соединений, исправностью задвижек и пр. Все сведения об обнаруженных неполадках в состоянии оборудования и в работе скважин операторы передают на диспетчерский пункт.
Описанные особенности работы газовых скважин, содержащих жидкость, требуют внесения некоторых уточнений в принятую методику испытания скважин.
Рассмотрим модель работы газовой скважины при наличии жидкости в стволе, исследуем характер стационарных режимов и проанализируем причины цикличности дебита.
Начальный период работы газовой скважины является самым опасным с точки зрения возможности образования в стволе скважины гидратных пробок. В большинстве случаев замораживание скважин на месторождениях Крайнего Севера происходило и происходит именно в процессе их освоения.
Рассмотрим модель работы газовой скважины при наличии жидкости в стволе, исследуем характер стационарных режимов и проанализируем причины цикличности дебита.
При выборе режима работы газовой скважины руководствуются следующими положениями: забой скважины не должен разрушаться: должны отсутствовать песчаники и частицы цементирующего материала породы в струе газа; не должна затягиваться подошвенная вода, газ должен быть сухим; оборудование устья скважины не должно вибрировать; если вибрация наблюдается, необходимо снизить дебит.
Для регулирования режима работы газовой скважины применяют нерегулируемые ( диск и втулка) и регулируемые ( игольчатые, шайбовые) штуцеры, принципиально аналогичные применяемым при добыче нефти, а также регуляторы давления. Сопротивление потоку в них создается в результате дросселирования струи газа.

Современные представления о работе газовых скважин при наличии в потоке жидкости основаны на гидродинамике двухфазных смесей. Согласно положениям этой теории, основным фактором, определяющим однонаправленное восходящее движение фаз в вертикальных трубах, является скорость газожидкостного потока. Вынос жидкости или ее накопление на забое и в стволе скважины определяются величиной этой скорости.
Современные представления о работе газовых скважин при наличии в потоке жидкости основаны на гидродинамике двухфазных смесей. Согласно положениям этой теории основным фактором, определяющим однонаправленное восходящее движение фаз в вертикальных трубах, является скорость газожидкостного потока. Вынос жидкости или ее накопление на забое и в стволе скважины определяются величиной этой скорости.
График влияния температуры, давления и содержания С5 в на отложение серы ( по данным Хина. 1 - отложения серы. 2 - отсутствие отложения серы. 7 уру ( С5 в - произведение устьевой температуры ( F, устьевого давления ( 1000 psi и фактора ( l - fC5 B, c. 0. Гплрпл - произведение пластовой температуры ( F и пластового давления ( 1000 psi. Практические данные о работе газовых скважин на месторождениях сероводородсодержащих газов обобщены Хином, который рассмотрел материалы по 100 скважинам. Как показал анализ этих данных, главные факторы, определяющие отложения серы, - давление, температура и содержание тяжелых углеводородов.
Эти работы изучают температурный режим работы газовых скважин. На температуру газа в работающей скважине влияют дросселирование газа в при-забойной зоне и в стволе, теплообмен с окружающей скважину средой, механическая работа подъема газа, выделение скрытой теплоты парообразования при конденсации воды и тяжелых углеводородов и др. Для определения температуры газа в работающей газовой скважине используется уравнение сохранения энергии газа.
В конструкции, оборудовании и регулировании работы газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтяными скважинами, поэтому рассмотрим только отличительные черты газовых скважин.
Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США.
Эти исследования позволили уста - повить особенности работы газовых скважин, которые необходимо учитывать при разработке и проектировании глубинных дебитомеров.
График зависимости.| Зависимость между дебитом газа и давлениями на устье и забое скважины. Построенные кривые позволяют установить рациональный технологический режим работы газовой скважины.
Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.
Одним из основных факторов, определяющих газотермодинамический режим работы газовых скважин, являются теплофизические свойства горных пород, в частности, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности пород.
Представляет интерес также задача математического моделирования аварийного режима работы газовой скважины без какого-либо отложения гидратов в НКТ, но с учетом гидратообразования непосредственно в потоке газа при их локально-равновесной кристаллизации. Последний фактор несколько увеличивает температуру газа на устье.
Выше уже указывалось, что для изменения режима работы газовой скважины применяют нерегулируемые дисковые и втулочные, а также регулируемые игольчатые и шайбовые штуцеры. Разновидности конструкций штуцеров см. в подразд.
Одним из основных факторов, влияющих на технологический режим работы газовых скважин, является наличие подошвенной воды в массивных залежах и приконтурных частях месторождений пластового типа. Важность этого фактора заключается в выборе такого технологического режима, при котором обеспечивался бы максимальный отбор газа из месторождения при минимальных затратах. Несмотря на большое количество работ, посвященных эксплуатации скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, в настоящее время отсутствуют надежные рекомендации по определению производительности таких скважин и ее изменения в процессе разработки с учетом неоднородности пласта и подвижности контакта газ - вода. Выбор технологического режима работы скважин, вскрывших газоносные пласты с подошвенной водой, - одна из сложных задач проектирования разработки газовых месторождений, что связано с отсутствием возможности математического описания физической сущности этой задачи и ее решения.

Предметом отдельного исследования должен быть вопрос о влиянии на работу газовых скважин возможного уменьшения объема порового пространства под действием давления вышележащих горных пород при снижении давления в газовой залежи. В настоящей работе мы принимаем объем порового пространства пласта постоянным. В дальнейшем, если это потребуется, мы предполагаем внести соответствующие коррективы, связанные со сжимаемостью горных пород.
Были установлены следующие принципиальные факты и новые научные представления в работе газовых скважин и залежей.
Результаты расчетов по определению минимального числа опытов. Полученные таким образом значения концентрации абразива соответствовали нормальному и аварийному режимам работы газовых скважин.
Одним из основных факторов, обусловливающих тот или иной технологический режим работы газовых скважин, является наличие агрессивных компонентов в составе газа и пластовой воды. Агрессивные компоненты в природном газе ( углекислый газ, сероводород, ртуть и др.) при наличии влаги в продукции газовых скважин ( подошвенная, краевая, конденсационная вода) вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию сква-жинного и наземного оборудования. Интенсивность коррозии при этом зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в составе газа, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и наземного оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, скорости потока и др. В целом процесс коррозии на газ о добывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, детальное изучение которых - весьма сложная задача. Учет всех перечисленных факторов при выборе технологического режима работы газовых скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты, не представляется возможным. Поэтому для выбора технологического режима работы таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию и приводящие к ограничению их производительности.
За время существования газовой промышленности методы и средства оперативного контроля за работой газовых скважин фактически принципиально изменялись по мере перехода от индивидуальной к групповой системе сбора и подготовки газа.
При расходе жидкости, равном нулю, уравнение ( 4i отвечает случаю работы газовых скважин при нулевой подаче жидкости, который наиболее часто встречается на практике.
При расходе жидкости, равном нулю, уравнение ( 11) соответствует работе газовых скважин при нулеюй подаче жидкости, что наиболее часто встречается на практике.
Такое положение не удовлетворяет потребностям отрасли и не способствует повышению эффективности и надежности работы газовых скважин.
На основе нового подхода был создан скважинный измерительный комплекс для контроля за технологическим режимом работы газовых скважин. Комплекс предназначен для измерения давления и температуры на устье скважины и дебита, регистрации твердых примесей в газовом потоке, что позволяет выбирать, устанавливать и контролировать практический технологический режим работы газовых скважин. Выбор и контроль за технологическим режимом осуществляются по результатам эксплуатации и исследований скважин, проводимых с использованием данного комплекса. Таким образом, применение новых, средств контроля позволяет по-новому подходить к установлению и контролю практического ТРЭС, исходя из обеспечения их надежной эксплуатации и энергосберегающего дебита.
Расчет может быть использован при проектировании разработок месторождений Крайнего Севера и определении технологических условий работы газовых скважин.
Расчет может быть использован при проектировании разработок местррождений Крайнего Севера и определении технологических условий работы газовых скважин.
Штанговая насосная установка. Фонтанная арматура устанавливается на колонной головке и предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима работы газовой скважины.
Настоящее исследование было проведено с целью дальнейшего выявления факторов, влияющих на форму индикаторных кривых при работе газовых скважин с жидкостью H.

Для того чтобы представить последнюю зависимость в каких-то безразмерных параметрах, рассмотрим формулу распределения давления при работе газовой скважины в бесконечном пласте.
Можно утверждать, что сегодня совершенно недостаточно предпосылок для создания систем виртуальной реальности в области управления работой газовых скважин. Может сложиться впечатление, что сама необходимость создания таких систем для газовых скважин и систем добычи сегодня отсутствует.
Рассмотренный вывод формулы движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам был сделан нами в [130, 131] применительно к условиям работы газовых скважин с жидкостью на забое.
Исследователи, придерживающиеся позиций 1 и 2, в большинстве своем ссылаются на аналогичный подход обоснования режима работы газовых скважин в США. Однако в США практически нет месторождений, подобных по параметрам сеноманской залежи, из которой добывается 75 % ежегодного отбора газа в Российской Федерации, при депрессии на пласт 0 3 - 5 0 атм и дебите 0 5 - 4 0 млн м3 / сут. Месторождения сеноманской залежи характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемерзлыми слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов использование принципа обоснования режима, принятого в США, для месторождений сеноманской залежи следует считать глубоко ошибочным.
При расходе жидкости, равном нулю, уравнение ( 18) соответствует нулевой подаче жидкости и отвечает крайнему случаю работы газовых скважин, который наиболее часто встречается на практике.
В работе [11] была показана возможность использования электроинтеграторов, в частности УСМ-1, для решения различных задач по прогнозированию работы газовых скважин.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11