Повышенный отбор - жидкость
Cтраница 1
Повышенные отборы жидкости а начальный период ноеле пуска еква-жины обусловлены откачкой жидкости э основном из за рубного пространства. [1]
 |
Схема лифтов. [2] |
Центральная однорядная система применяется обычно в нефтяных скважинах с повышенным отбором жидкости и незначительным количеством песка. [3]
Рост обводненности продукции скважины объясняется прежде всего продвижением оторочки конденсата впереди зоны пара, а также увеличением притоков подошвенной воды за счет повышенных отборов жидкости из скважин. [4]
ЙЗД), подвергающихся при часто повторяющихся пусках электрическим и механическим перегрузкам ( последним подвергаются и насосы); 3) необходимым - подбором частоты наилучшим обраеом согласовывать о неменяющимися во времени эксплуатационными характеристиками скважины рабочие характеристики погружннХ насоса и двигателя, не вынимая их на дневную поверхность, ч позволит окиаиТь удельную себестоимость добываемой нефти еа счет исклечения дорогостоящих работ по смене подвесного Оборудования и исключения свяеанныХ с ними простоев сквахин; 4) в лотввтствуиним повышением частоты установленных в скважинах УЭЦН увеличить добычу нефти из тех, которые пое-воляют повышенный отбор жидкости; ото не требует обычно проводимой в таких случаях при нерегулируемом способе добычи еамены подеемного оборудования на более мощное и высокопроизводительное и исключает необходимые для этого геолого-технические мероприятия; 5) применение специальных УЗЦН повышенной частоты, обладающих повышенным напором, может оказаться незаменимым для добычи нефти ив скважин глубокого бурения порядка 4000 м и более; 6) решить ватруднения, связанные с пуском погружных установок - регулированием частоты можно соедать благоприятные условия для плавного запуска УоЦН при меньших напряжениях и плавном нарастании пусковых токов и моментов; это устранит частые случаи поломок валов и нередкие случаи пробоя иволяции ГЩ при пуске; 7) ускорить процесс освоения нефтяных сквахин, выведших ив бурения или ремонта. [5]
В течение первых нескольких суток желательно обеспечить повышенный отбор жидкости из пласта с целью дренажа призабойной зоны. В дальнейшем устанавливают оптимальный технологический режим работы добывающей скважины. [6]
Начиная с конца 50 - х годов, на месторождениях Башкирии начали проводить работы по интенсификации отборов жидкости из отдельных обводненных скважин. Однако до середины 60 - х годов насчитывались единицы скважин с повышенным отбором жидкости в период обводнения. Ввиду наличия других резервов для увеличения добычи нефти и отсутствия необходимого оборудования для форсирования отборов жидкости метод форсирования широко не использовался. Большинство девонских скважин эксплуатирует высокопродуктивные пласты, залегающие на глубинах от 1600 до 2000 м, и имеет в основном 127 - и реже 168-мм эксплуатационные колонны. [7]
С начала разработки переносы интервалов перфорации проведены по 210 скважинам. Наибольшее их число приурочено к зонам максимального подъема ВНК, которые являлись одновременно и участками повышенных отборов жидкости в целях регулирования текущего положения ГНК. Регулярно проводимые исследования и анализ эксплуатации скважин, в которых был перенесен интервал перфорации, показали, что на этапе активного передвижения контактов наиболее эффективным мероприятием по снижению обводненности добываемой нефти и увеличению ее отборов по скважинам является контролируемый перенос интервалов перфорации. [8]
В динамике отбора жидкости этих залежей отмечается следующая характерная особенность. Временная стабилизация или уменьшение отбора жидкости соответствуют периодам поиска рациональных путей дальнейшей эксплуатации каждой из залежей и подготов ки промыслов к повышенным отборам жидкости. Показательно, что результат поиска оптимальных путей дальнейшей разработки во всех случаях оказывался одинаковым - по всем залежам было осуществлено интенсивное наращивание отбора жидкости. [9]
При разработке неоднородных пластов наиболее сильно промываются высокопроницаемые зоны и увеличение скорости фильтрации при этом ведет к росту нефтеотдачи. Даже с учетом влияния капиллярной пропитки на нефтеотдачу увеличение скорости вытеснения не снижает эффективность капиллярной пропитки в связи с разностью времени воздействия этих параметров на нефтеотдачу. Если увеличение градиентов давления приводит к увеличению нефтеотдачи гидрофильных пластов при повышенных отборах жидкости, то по гидрофобным пластам происходит только снижение интенсивности обводнения. [10]
Эксплуатация отдельных скважин бывает затруднена вследствие значительного выноса песка. Применение известных защитных приспособлений в таких скважинах не дает нужного результата. Для нормальной эксплуатации так называемых песочных скважин ограничивают отбор жидкости. При ограничении отбора жидкости снижается количество поступающего из пласта песка и защитные приспособления становятся эффективными. Кроме ограничения отбора жидкости, налаживание режима работы таких скважин осуществляется методом плавного запуска, заключающегося в постепенном плавном переходе к повышенному отбору жидкости. [11]
Страницы: 1