Исследования и разработки по повышению эффективности эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

из "Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона "

Кроме основных проблем по удалению жидкости из скважин и предотвращению насыщения призабойной зоны скважин промывочной жидкостью при ремонтных работах, в течение всего периода разработки месторождений постоянно возникает много дополнительных осложнений, требующих незамедлительного решения. Особенно острыми они становятся для месторождений с форсированными отборами газа, когда обустройство месторождений отстает от изменившихся условий разработки, вызванных интенсивным падением пластовых давлений, быстро увеличивающими объемами извлечения пластовых вод, продолжающейся значительной коррозией скважинного и газопромыслового оборудования. [c.47]
Из опыта разработки группы месторождений Краснодарского края к числу дополнительных проблем в указанных условиях необходимо отнести улучшение качества подготовки газа, повышение эффективности защиты оборудования от коррозии и охрану окружающей среды. [c.47]
Для определения способа повышения эффективности сепарации газа на групповых установках проведены исследования возможности применения водяного охлаждения с использованием имеющегося на установках оборудования. С этой целью блок из шести технологических линий групповой установки 6 Майкопского месторождения переоборудован по технологической схеме показанной на рис. 10. [c.48]
Сравнительные результаты исследований скважин с водяным охлаждением и без него приведены в табл. 6, из которой видно, что если при работе без водяного охлаждения снижение температуры газа на установке составляет 8-23 С в зависимости от температуры газа на входе в нее (снижение происходит в основном за счет теплообмена с окружающей средой), то при применении воды эффект охлаждения возрастает соответственно до 22-49 С. [c.50]
В табл. 6 представлены также результаты замеров количества конденсата, получаемого из газа, в зависимости от охлаждения газа на установке. Из таблицы следует, что выход конденсата из газа при водяном охлаждении увеличивается в 2,5 раза. [c.50]
Изменение удельного выхода конденсата из газа в среднем по пяти скважинам в зависимости от средневзвешенной температуры сепарации показано на рис. 11. [c.50]
Учитывая положительные результаты исследований, а также простоту и надежность этого способа охлаждения газа, в 1971-1973 гг. на промыслах Кубани для охлаждения газа водой по нашему предложению были переоборудованы 72 технологические линии установок низкотемпературной сепарации газа, что позволило получать дополнительную добычу 10-13 тыс. т конденсата ежегодно и существенно снизить затраты на транспорт газа по магистральным газопроводам. [c.50]
В связи с наличием в газе большинства газоконденсатных месторождений Кубани до 6% (объемных) углекислоты потребовалось впервые в газовой промышленности в широких масштабах решить вопрос защиты скважинного и газопромыслового оборудования от углекислотной коррозии. [c.52]
Практика показала, что удовлетворительная и экономически целесообразная защита оборудования достигается при применении всех перечисленных методов в комплексе при обязательном вводе ингибиторов. [c.53]
Ингибитор подается на забой скважины, откуда он, подхватываемый восходящим потоком газа, разносится по технологической линии и защищает ее. При этом эффективность защиты оборудования в значительной мере зависит от способа ввода ингибитора. [c.53]
Возможность дозированной непрерывной подачи ингибитора является несомненным достоинством этого метода, но он не получил широкого применения на промыслах, так как требует систематического обслуживания и контроля за насосами и средствами автоматики, вызывает необходимость строительства электролиний ко всем скважинам или монтажа относительно сложной установки для глубокой осушки газа. [c.53]
Анализ этой зависимости показывает, что имеются два способа регулирования расхода жидкости, истекающей из изолированной емкости. [c.54]

Вернуться к основной статье