Эксплуатация газовых скважин

В общем случае при бурении и эксплуатации газовых скважин действуют те же принципы противопожарной защиты, что и при бурении и эксплуатации нефтяных скважин. [c.112]

Эксплуатация газовых скважин по технологии разработки аналогична фонтанному способу нефтедобычи. Газ из отдельных скважин после отделения влаги и твердых примесей направляется в газосборный пункт. [c.31]

С 1930 г. началась разработка газовых месторождений. Однако наиболее бурное развитие в СССР газодобывающая промышленность получила в начале 60-х годов XX в. Эксплуатация газовых скважин аналогична фонтанному способу нефтедобычи. Газ из отдельных скважин после отделения влаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт. [c.20]

Следует отметить, что по мере совершенствования техники бурения и эксплуатации газовых скважин себестоимость природного газа неуклонно снижается. Например, в среднем по СССР только за период 1955—1958 гг. себестоимость добываемого газа снизилась более чем в 2 раза. [c.7]

Буровые работы на газ и на нефть не всегда заканчиваются благополучно, В процессе бурения и нередко при эксплуатации газовых скважин возникают газовые выбросы, переходящие в открытые фонтаны. Открытые [c.77]

Геологические условия. Разрушение призабойной зоны. Если продуктивный пласт сложен рыхлыми породами, при эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны. Твердые частицы породы, содержащиеся в струе газа, способствуют разъеданию подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д. [c.117]

Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует коррозии оборудования и усиленному образованию гидратов. Поэтому при эксплуатации таких скважин, как правило, следует установить максимальный дебит, а следовательно, и максимальную депрессию, при которой скважины не обводняются. [c.118]

К усовершенствованию техники эксплуатации газовых скважин относятся [c.119]

В процессе эксплуатации газовых скважин с содержанием в пластовом флюиде сероводорода возникает высокая степень опасности выделения элементарной серы и осаждения ее на поверхности подземного оборудования и лифтовой колонны. Также нередко наблюдается отложение серы в устьевом оборудовании и в системе сбора. Наиболее опасно отложение элементарной серы в продуктивных пластах, особенно в призабойной зоне. Даже в жидком состоянии элементарная сера обладает высокой вязкостью и ее отложение в пласте снижает приток углеводородного флюида к забою скважины. Кроме того, отложения элементарной серы могут являться центрами кристаллизации солей и тем самым увеличивать солеотложения. [c.482]

При эксплуатации газовых скважин с небольшим содержанием НгЗ и СОг в газе отмечалось сероводородное растрескивание (под действием газового конденсата) трубопровода из стали с 9% хрома при твердости НРС 29—34. [c.60]

При эксплуатации газовых скважин наблюдается коррозия металлов оборудования, цементного камня и пород в призабойной зоне пласта. [c.118]

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость вос- [c.68]

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата (на газоконденсатных месторождениях). Решение этой основной задачи эксплуатации газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине. [c.69]

Наибольшее распространение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается. В практике эксплуатации газовых скважин применяют различные схемы ввода ингибиторов инжекцию ингибиторов в межтрубное пространство закачку ингибиторов непосредственно в пласт, введение ингибиторов в твердом состоянии. В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной ингибиторной установки. Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес. Однако при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта. [c.71]

Ввод в эксплуатацию газовых скважин Всего 406 402 390 415 [c.8]

Ввод в эксплуатацию газовых скважин по СССР министерствам и объединениям [c.39]

Ввод в эксплуатацию газовых скважин [c.8]

Данные приведены из форм 34-ТП Отчет по эксплуатации газовых скважин и 33-ТП Отчет по эксплуатации нефтяных скважин . [c.317]

Прежде всего необходимо помнить о том, что в данном случае приходится иметь дело с пожароопасным агентом, находящимся в другом агрегатном состоянии, чем нефть. По сравнению с нефтью, газ имеет меньщую плотно сть, поэтому при эксплуатации газовой скважины отсутствует такой фактор, как противодавление столба жидкости на забой скважины. В силу этого давление в верхней части колонны и на устье газовой скважины значительно ближ к пластовому давлению, чем в нефтяной скважине. Соответственно возрастает и возможность возникновенияИш скважине таких пожароопасных осложнений, как разгерметизация устья с открытым фонтанированием [c.111]

Опыт эксплуатации газовых скважин показал, что яз скважины должна отбяр.аться только часть того количества газа, которое она 1В состоянии дать при свободном фонтанировании. [c.198]

При некотором давлении PJ кгс/см наблюдается появление слабозаметного тумана в виде мельчайших прозрачных капелек жидкости. По мере осаждения они образуют неподвижный осадок, по внешнему виду напоминающий студенистую массу тонкого нетекучего налета. Естественно, давление Ръ при котором произошло выделение первых капелек углеводородной жидкости является давлением начала конденсации. Малое количество выпадающего конденсата с повышенным содержанием тяжелых углеводородов обуславливает его неподвижность. Нельзя считать, что еще не наступило двухфазное состояние системы, ввиду неподвижности конденсата. Известно, что при эксплуатации газовых скважин характерны крупные депрессионные воронки. С течением времени при давлении ниже Рх в малом радиусе вокруг скважины беспрерывно проходит свежий газ в огромных объемах, быстро увеличивая насыщенность пор до равновесного значения, и конденсат приобретает подвижность. [c.155]

При инженерно-геологическом обосновании выбора системы расположения и участков заложения скважин и размещения других промысловых объектов, трасс газопроводов в этом регионе учитываются распространение и мощности многолетнемерзлых толщ, сезонное про-таивание и промерзание, возможные осложнения в процессе эксплуатации газовых скважин, промысловых сооружений и коммуникаций при тепловом воздействии на толщу мерзлых пород, а также необходимость разработки мероприятий по охране окружающей среды. [c.69]

Эксплуатация газовых скважин, хранение и транспорт газа [55—58]. Борьба с обводнением скважин. Улучшение дебита скважин в период падающей добычи газа за счет выноса жидкости (минерализованной воды, конденсата) из устья и забоя скважины путем образования и стабилизации водо-зоздушных пен и эмульсий конденсата в воде. — Алкилбензолсульфонаты оксиэтилированные спирты и алкилфенолы алкилсульфаты Сю—С13 и сульфоэтоксилаты ЧАС С]2—Си. [c.324]

I При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения при- бойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят остановку скважины (периодическую) длн обратного поглощения жидкости пластом продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы применение плунжерного лифта откачку жидкости скважинными насосами непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах — одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ — пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сильные пенообразователи — суль-фанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. [c.70]

Изучение деформации ноллекторов в процессе разработни нефтегазовых мес-торошдений имеет большое практическое значение, так как при необратимых деформациях пластов могут наблюдаться не только ухудшение фильтрационных характеристик коллекторов, но и безвозвратные потери углеводородного сырья. В связи с этим представляет интерес рассмотрение вопроса о влиянии режимов эксплуатации газовых скважин на фильтрационные характеристики пласта. Данное влияние можно оценить по результатам исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. [c.33]

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование разобщитель (пакер) колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) ниппель циркуляционный клапан ингибиторный клапан устройство для автоматаческого закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок аварийный, срезной клапан разъединитель колонны НКТ хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя посадочный инструмент ловители шар с седлом для посадки пакера приемный клапан головку к скважинным приборам грузы гидравлический ясс механический ясс шлипсовый замок груз для обрыва скребковой проволоки двурогий крюк уравнительную штангу инструмент для управления циркуляционным клапаном. [c.287]

Особое конструктурское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ "Нефтемаш", г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно вьшускаются заводами в Азербайджане. [c.293]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология