ежиму виникає починаючи з моменту, коли подальше збільшення діаметра насосно-компресорних труб неможливо. При цьому швидкість потоку газу не повинна перевищувати певну величину в будь-якому перетині стовбура свердловини. Перевищення допустимої величини швидкості потоку в цьому випадку оцінюється як зняття обмежуючого чинника процесу корозії свердловинного обладнання. Якщо в процесі експлуатації свердловини проводиться закачування антикорозійного інгібітора, то зміна технологічного режиму експлуатації також стає необхідністю. Технологічний режим експлуатації свердловини при постійній швидкості руху потоку, що істотно впливає на інтенсивність корозії, підлягає зміні і в тих випадках, коли необхідно підтримати певний добичі тиск і коли збільшення кількості вологи в газі призводить до більш інтенсивної корозії устаткування. Як правило, в процесі розробки в міру зниження парціального тиску корозійно-активного компонента інтенсивність корозії знижується .. Коли зміна технологічного режиму експлуатації свердловин обумовлено зміною параметрів пласта в привибійній зоні в результаті очищення або забруднення його в процесі розробки. Відбувається зміна параметрів привибійної зони визначається періодичними дослідженнями, проведеними на свердловинах. Часто на практиці зміна встановленого технологічного режиму відбувається в свердловинах, які виносять значну кількість рідких компонентів і твердих домішок при заданої конструкції свердловини.
Коли зміна технологічного режиму експлуатації свердловини пов'язано з Багатопластова. Ці зміни обумовлюються ступенем виснаження окремих пластів в процесі розробки, застосуванням системи одночасно-роздільної експлуатації свердловин, зміною схеми збору, очищення та осушення газу на промислі, необхідністю проведення ізоляційних робіт на одному з пластів і т.д.
Коли технологічний режим встановлюється виходячи з можливості утворення гідратів. У цьому випадку обраний технологічний режим, що забезпечує безгідратний режим експлуатації свердловини, повинен бути змінений, якщо виробляється інгібуванні продукції свердловини в привибійній зоні пласта і в стовбурі.
IX. Коли зміна технологічного режиму роботи свердловини обумовлено накопиченням і виносом стовпа рідини або піщаної пробки на вибої свердловин.
У цьому випадку, коли подальші зміни в конструкції фонтанних труб неможливі або недоцільні і надходить з пласта конденсаційна, пластова вода або важкі компоненти вуглеводнів, що переходять у рідкий стан в привибійній зоні і в стовбурі свердловин, повністю не виносяться , процес накопичення піщано-рідинного і рідинного стовпа призводить до зміни технологічного режиму. Видалення стовпа рідини виробляють шляхом: закачування в стовбур свердловини ПАР; підвищення депресії і відповідно дебіту свердловин; зміни глибини спуску і діаметра насосно-компресорних труб; використання механічного способу; встановлення нового технологічного режиму .. Коли зміна технологічного режиму експлуатації обумовлено необхідністю підтримки певної величини гирлового тиску або його зміни.
У цьому випадку величина гирлового тиску, а в деяких випадках - тиску в промисловому Газозбірні колекторі вимагає зміни технологічного режиму за деякими свердловинах.
Час переходу від одного технологічного режиму до іншого в основному залежить від фактора або поєднання чинників, за якими встановлювався даний технологічний режим, від стадії розробки покладу і від умови збору і транспорту газу.
Час, який необхідно для зміни режиму в залежності від стадії розробки, диктується темпом освоєння розглянутого родовища, потребою народного господарства щонайменше в даному районі, тобто річними відборами, тривалістю наростаючою, постійної і падаючої видобутку, умовами збору і підготовки газу, переведенням від однієї системи осушування до іншої і початковими даними газопроводу, дотримання яких ставиться вельми жорстко.
Висновок
У моїй роботі була поставлена ??задача, вибрати для трьох експлуатованих свердловин найбільш оптимальний технологічний режим для кожної з них.
Я порахував шостій технологічних режимів для кожної свердловини, а також було проведено розрахунок температурного режиму для виявлення дебіту, при якому не будуть утворюватися гідрати на вибої і по стовбуру свердловини.
Перш ніж, зробити висновки, я хотів би відзначити деякі особливості мого родовища. Особливо, то що колектор Мастахского родовища добре зцементований і градієнт тиску дорівнює 10 МПа/м, а також з аналізу історії розробки виявлено, що через малу річного відбору рівень ГВК змінюється не суттєво.
За розрахунками виявлено, що дебіти на вибоях свердловин №65,105,110 не повинні бути нижче 270,6, 329,3 і 222,7 тис. м 3/добу, і не більше 458,4...
