Лекция 23. Технологические режимы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Условия ограничения отбора

Комплексные исследования при наличии сероводорода и углекислого газа

При наличии коррозионных агентов в пластовом газе производится защита от коррозии, наводораживания, сульфидного растрескивания металлического оборудования промысла внутренней поверх­ности обсадных колонн, внешней и внутренней поверхности НКТ и хвостовиков, внутренней поверхности выкидных газопроводов от скважин до УКПГ.

Во многих случаях защита от коррозии производится с помощью создания на металлической поверхности оборудования пленки жидкости определенной толщины, которая предотвращает контакт газообразных и жидких коррозионных агентов, содержащихся в потоке газа, с металлической поверхностью.

Жидкости, наносящиеся на металлические поверхности для предотвращения коррозии, получили название ингибиторов кор­розии.

Комплексные исследования газоконденсатных скважин и вы­кидных линий от скважин до УКПГ (шлейфов) проводятся со сле­дующими целями:

· разработка технологии и техники ингибиторной защиты внутренней поверхности колонны обсадных труб, внешней и внутренней поверхности колонны НКТ до места уста­новки пакера, внешней и внутренней поверхности хвостовиков;

· определение начальной толщины ингибиторной пленки и ее уменьшения во времени;

· установления минимально необходимой скорости потока газа на забое скважины для полного выноса жид­кости;

· определение забойного давления в скважине, оборудо­ванной комплексом глубинного оборудования (пакером, забойным клапаном-отсекателем, клапанами различного назначения);

· ис­следование структуры газожидкостного потока по длине колонны НКТ, хвостовика и шлейфов, определение коэффициентов гидрав­лического сопротивления при различных структурах потоков;

· разработка рациональной компоновки комплекса скважинного оборудования в стволе скважины;

· определение влияния дебита скважины на состав продукции газоконденсатной скважины.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторожде­ний стремятся получить максимально возможный дебит каждой скважины, что способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Однако следует отметить, что в уже эксплуати­рующихся скважинах регулирование дебитов газа возможно лишь в результате изменения диаметров фонтанных труб и газо­проводов, совершенствования конструкции забоя и проведения мероприятий технологического характера.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обес­печиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

Различают фактический и расчетный технологический режим.

Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквартально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки на много лет вперед.

При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по месторождению.

Имеется множество факторов, ограничивающих дебиты газо­вых и газоконденсатных скважин. Знание этих факторов и их учет для каждого месторождения позволяют правильно опреде­лить технологические режимы эксплуатации скважин, более обоснованно проектировать и вести разработку, соблюдать тре­бования охраны недр.

Указанные ограничения дебитов скважин могут быть обус­ловлены геолого-промысловыми факторами и технико-технологи­ческими условиями эксплуатации, а также экономическими факторами.

Все указанные ограничения не дейст­вуют одновременно на каждом месторождении. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, состава и свойств газа на каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебиты скважин. Руко­водствуясь этими факторами, а также потребностью в газе, на­значают технологические режимы эксплуатации газовых сква­жин.