- •6. Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- •6.1 Выбор технологического режима эксплуатации скважин и контроль за режимом
- •6.2 Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров
- •6.3 Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок
- •6.3.1 Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
- •6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
- •6.3.3 Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин
- •6.3.4 Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины
- •6.4 Температурный технологический режим работы вертикальных скважин
- •6.5 Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
- •6.5.1 Определение безводного режима работы вертикальных скважин
- •6.5.2 Влияние параметра анизотропии пласта на безводный дебит скважины
- •6.5.3 Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе разработки газовых месторождений при определении безводного дебита
- •6.6 Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
- •Влияние углекислого газа на процесс коррозии
- •Влияние пластовой воды на коррозию
- •Влияние сероводорода на процесс коррозии
- •Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
- •6.7 Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин
- •6.7.1 Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи
- •6.7.2 Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные пласты с подошвенной водой
- •6.7.3 Определение температурного режима работы горизонтальных скважин
- •6.7.3.1 Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины
- •6.7.3.2 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с большим и со средним радиусом кривизны
- •6.7.3.3 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны
- •6.7.3.5 Определение температурного режима работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны при наличии мерзлоты на вертикальном участке ствола
- •6.8 Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин
- •6.9 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки
6.6 Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
Одним из факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации газовых скважин, является наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды. К коррозионно-активным компонентам в газе относятся углекислый газ, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СО2 и H2S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. Наличие органических кислот – муравьиной, уксусной, пропиновой и др. – в пластовой воде также вызывает коррозию металла. Интенсивность коррозии зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в газе, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и промыслового оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, режима движения газожидкостного потока и др. В целом процесс коррозии на газодобывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов.
К основным факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим течения и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования. Концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не поддаются воздействиям. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования и установления соответствующих величин давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из приведенных выше критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. Для одноступенчатой фонтанной колонны максимальная скорость потока будет иметь место у устья скважины. Режим ограничения скорости устанавливается путем сравнения различных вариантов, учитывающих наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа, возможность закачки ингибитора в скважину, использования оборудования в коррозионно-стойком исполнении, выбор конструкции скважины при проектировании и ее изменения в процессе разработки и др.
Влияние углекислого газа на процесс коррозии
Интенсивность коррозии, вызванной наличием СО2, устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного концентрата. Кроме парциального давления СО2, интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислотности воды рН.
При низких парциальных давлениях СО2 влияние температуры на скорость коррозии незначительно, а при больших парциальных давлениях весьма существенно. Максимальная интенсивность коррозии достигается при температуре 333÷353 К. При изменении температуры от 283 до 353 К и парциального давления СО2 от 1,0 до 5,0 МПа интенсивность коррозии увеличивается более 10 раз.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений из-за снижения парциального давления СО2 и увеличения объема водного конденсата интенсивность коррозии снижается. При заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к росту интенсивности коррозии.