23.Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.

На месторождениях где в пластовой смеси присутствуют агрессивные компоненты СО₂ и H₂S применяется режим постоянной скорости на устье скважин.

СО₂ и H₂S вызывают коррозию подземного и наземного оборудования. Скорость коррозии зависит от скорости движения газа.

Экспериментами установлено, что при скорости движения газа по стволу скважины V_г>10 м/с резко увеличивается скорость коррозии V_к. Поэтому нецелесообразно увеличивать V_г>10-12 м/с.

V_к зависит так же от парциального давления агрессивных компонентов и наличия в продукции воды. Чем больше парциальное Р, тем больше скорость коррозии. Наличие воды для СО₂ снижает V_к. Этот факт установлен экспетиментально и подтвержден промысловыми данными. Относительно H₂S эта зависимость слабо изучена.

Одновременное воздействие СО₂ и H₂S при некоторых концентрациях может снижать, а при других увеличивать V_к.

14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Об-вязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.

Обвязка газовых скважин.

Схема оборудования устья скважины при исследовании

1 – лебедка; 2 – лубрикатор; 3 – манометры; 4 – термометры; 5 – фонтанная арматура; 6 – линия ввода ингибитора; 7 – глубинный прибор; 8 – скважина; 9 – сепаратор; 10 – ДРИП или замерная ёмкость; 11 – диафрагменный измеритель критического истечения; 12 – факельная линия.

Оборудование для исследования скважины, подключенной к газо­сборному пункту:

I — блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор; 4 — узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; 6 — разделительная емкость; 7 — факельная линия; 8 — регулятор теплового режима; 9 — теплообменник; 10 — регулируемый шту­цер; II — сепаратор II ступени.

Исследования скважин на стационарных режимах и подго­товка скважины к исследованиям.

В результате исследований скважин при стационарных режи­мах (метод противодавления, установившихся отборов) опре­деляют:

зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье;

оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;

уравнение притока газа к забою скважины;

коэффициенты фильтрационного сопротивления, применяемые для определения продуктивной характеристики скважины и ПЗП, расчета технологического режима и оценки эффективности методов интенсификации притока газа;

абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины;

условия разрушения ПЗП, скопления примесей на забое и их выноса из скважины;

количество выносимых твер­дых частиц и жидкости в зависимости от де­прессии на пласт;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зави­симости от дебита газа

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве.

В процессе продувки следует учитывать, что при высоких дебитах газа из пласта могут выноситься в значительном коли­честве твердые частицы, что является причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды — прорыва воды в скважину.