Разработка нефтяных и газовых месторождений

Добыча газа на Элитном газовом месторождении осуществляется в течении трех лет. За это время не отмечено выпадения парафина, солей активной коррозии на поверхности внутрискважинного и устьевого оборудования.

Из скважин залежей месторождения вместе с газом выносится вода. По составу вода, как показывают анализы, подразделяется на техническую, конденсационную и пластовую. Техническая и конденсационная вода не представляют особой коррозионной опасности. Пластовая вода понтических отложений также не содержит агрессивных компонентов в концентрациях, достаточных для возникновения активной коррозии.

Газ, отобранный из скважин залежей, по товарным качествам относится к сухим. Содержание метана в нем превышает 99%. Полностью отсутствует сероводород.

Таким образом, добываемый газ и выносимая при этом вода не содержат агрессивных компонентов в опасных конценрациях. По промысловым данным активной коррозии оборудования не происходит. Поэтому продукцию, добываемую из скважин залежи, можно отнести к категории с низкой коррозионной активностью.

Наличие воды на забоях ухудшает условия эксплуатации и снижает добывные возможности скважин. Поэтому необходимо проведение мероприятий, направленных на улучшение условий выноса жидкости, скапливающейся на забоях скважин.

Дебиты, с которыми работают скважины залежей, не обеспечивают достаточной скорости газового потока для выноса воды с забоев при существующих диаметрах НКТ. Для очистки забоев рекомендуется по мере необходимости переводить накапливающуюся воду в пену, которая потоком газа будет, выносится из ствола скважины.

С этой целью можно применить твердые или жидкие вспениватели жидкости. Более технологичны для применения твердые вспениватели.

Наличие воды в добываемом углеводородном газе при определенных термобарических условиях вызывает гидратообразование. Для оценки возможности выпадения гидратов в условиях рассматриваемых залежей были рассчитаны равновесные условия гидратообразования.

Расчетная равновесная температура гидратообразования для условий работы скважин залежей Элитного месторождения с учетом изменений, происходящих в процессе разработки, составляет 9-15 градусов. Следовательно, в холодное время года создаются условия для выпадения гидратов.

Для практического внедрения более приемлемым является введение в поток газа специальных ингибиторов гидратообразования. В качестве ингибиторов могут быть использованы растворы хлористого кальция, гликоли или метанол.

Использование ПАВ для удаления воды из скважин и ввод ингибиторов гидратообразования в поток газа производится по мере возникновения необходимости. При Эксплуатации скважин с существующими дебетами газа выноса или посторонних вод не отмечено. Поэтому нет необходимости в обосновании мероприятий по промысловым данным активной коррозии оборудования не происходит. Поэтому продукцию, добывемую из скважин залежи, можно отнести к категории с низкой коррозионной активностью.

Наличие воды на забоях ухудшает условия эксплуатации и снижает добывные возможности скважин. Поэтому необходимо проведение мероприятий, направленный на улучшение условий выноса жидкости, скапливающейся на забоях скважин.

Дебиты, с которыми работают скважины залежей, не обеспечивают достаточной скорости газового потока для выноса воды с забоев при существующих диаметрах НКТ.

Поиск по сайту: