45.Приток газа к горизонтальной скважине.

Горизонтальными называются скважины, в которых интервал вскрытия продуктивного пласта стволом скважины более чем в два раза привышает толщину пласта.

46.Помывка песчаных пробок в газовых скважинах.

При накоплении песчаной пробки на забое скв. необходимо ее промыть, т.е. разрыхлить и поднять на поверхность. Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку применяют для разрушения и выноса на поверхность плотных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фонтанные трубы, а породы выносятся через затрубное пространство. При обратной промывке промывочная жидкость поступает в затрубное пространство и поднимается на поверхность по фонтанным трубам.

47.Водоизоляционные работы в скважинах.

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин.

Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в при-забойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя, с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу без закачки или с закачкой ПАВ на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

5-6. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных месторождений

1. Состав газа и конденсата, способы его выражения.

Природные газы, добываемые на чисто газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях представляют собой многокомпонентные смеси углеводородных и неуглеводородных компонентов. Из углеводородных компонентов входящих в состав природного газа, преобладают алканы (парафиновые углеводороды), с общей формулой С_nH_2n+2.Также в состав входят алкены С_nH_2n, цикланы С_nH_2n. Из неуглеводородных компонентов природные газы содержат азот (N₂), углекислый газ (С0₂), сероводород (H₂S), водяной пар (Н₂0), а также редкие или инертные газы: гелий (Не), аргон (Аг), криптон (Юг), и др. Таким образом, природный газ это такая многокомпонентная смесь (в основном метан 80-99%) которая находится в газовой фазе, как при нормальных физических условиях, так и при пластовых давлениях и температурах на разрабатываемых в настоящее время месторождениях.

По фракционному составу природные газы разделяются на три группы: сухие газы, состоящие почти из одного метана. Они добываются из чисто газовых месторождений. В них отсутствуют тяжелые углеводороды, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях; жирные, содержащие значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии. Они добываются из нефтяных месторождений; смесь сухого газа и конденсата. Они добываются из газоконденсатных месторождений.

Конденсаты различных месторождений заметно отличаются по фракционному и химическому составам. Различают нестабильный и стабильный конденсаты.

Нестабильный конденсат C₃ представляет собой жидкие углеводороды с растворенными в них газообразными компонентами, при определенных условиях, переходящие в жидкое состояние. Стабильный конденсат при нормальных условиях содержит только жидкие тяжелые углеводороды (С₅Н₁₂ + высшие).

Природные газы газовых и газоконденсатных месторождений по своему качественному составу близки между собой. Природные газы представляют собой смесь различных углеводородов: метана; этана; пропана; бутана; пентана; и высших.

Основная составляющая природных газов газовых и газоконденсатных месторождений – метан, содержание которого в газе колеблется от 70 до 99,5 % по объему.

Основными параметрами природных газов являются: плотность, вязкость, влажность и др.

Состав газа и конденсата можно выразить: объемным способом – по отношению объемов отдельных компонент к объему всей смеси; массовый - по отношению массы отдельных компонент к массе всей смеси; мольный - по отношению количества молей отдельных компонент к количеству всей смеси.