Отработка - скважина
Cтраница 3
Продолжительность отработки скважин до выхода на исходный дебит по нефти сравнительно небольшая и составляет от 1 до 2 месяцев. [31]
Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геолого-промысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд. [32]
Следовательно, происходит постепенное накопление жидкости на забое и при более длительной отработке скважины в промысловый коллектор происходит ее самозадавливание. Это говорит о том, что полученная на данном режиме скорость восходящего потока газа в зоне интервала перфорации не обеспечивает полного выноса жидкости. [33]
Для решения поставленной задачи в настоящее время разработаны рекомендации по освоению и интенсификации притока скважин на нижнемеловые отложения Заполярного газокон-денсатного месторождения. В рекомендациях обоснованы и рассчитаны величины депрессии при вызове притока и отработке скважины. Разработана технология освоения скважин, включающая вторичное вскрытие объекта в среде газожидкостной смеси на депрессии. [34]
Освоение продуктивных объектов и их задавливание проводится по обычной схеме с использованием циркуляционных клапанов, управляемых канатной техникой с поверхности. Вначале осуществляется освоение и вызов притока пластового флюида из нижнего объекта, затем отработка скважины на факел, сопровождаемая очисткой призабойной зоны нижнего объекта. Верхний объект при этом не осваивается. Для удаления последнего в скважину спускают толкатель верхнего циркуляционного клапана, открывающий его отверстия. Жидкость начинает поступать в колонну НКТ и подхватывается потоком пластового флюида из нижнего объекта. После удаления столба жидкости из затрубного пространства отверстия циркуляционного клапана закрывают. После отработки нижнего объекта в скважине устанавливают глухую пробку. Затем открывают верхний или нижний циркуляционный клапан. Отработка верхнего объекта осуществляется по колонне НКТ, после чего закрывают отверстия циркуляционного клапана и извлекают глухую пробку. Далее, осуществляют повторную кратковременную отработку нижнего объекта и устанавливают клапан-отсекатель. При глушении объектов также используют циркуляционные клапаны и глухую пробку. [35]
В первую очередь вскрывается нижняя часть ( до 10 м) интервала пласта на депрессии, и пласт начинает работать. Для удаления техногенной жидкости и конденсата из ствола производятся отбор конденсата в емкость и кратковременная отработка скважины ( 1 - 3 ч) на факел для удаления техногенной жидкости из колонны. [36]
На значительную продолжительность очистки призабойных зон газовых и газоконденсатных скважин указывают проведенные А.И. Березняко-вым с соавторами промысловые и лабораторные исследования на Ямбург-ском ГКМ. Особенно интересен сделанный ими вывод о том, что широко используемый в газодобывающей практике способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативных сроках отработки не соответствует оптимальным условиям очистки прискважинных зон пластов. Наиболее эффективен, с их точки зрения, многоцикличный способ отработки скважин, при котором в ходе отработки скважина несколько раз переводится на различные режимы с большим и меньшим дебитом. Смена режимов и скоростей фильтрации у забоя скважины позволяет в этом случае добиться лучшего выноса продукта кольматации. [37]
Опыт освоения скважин АГКМ показал, что эффективным методом сокращения продолжительности отработки скважины является декольматация ПЗП, которая достигается за счет применения СКО. Таким образом, применение СКО, как составной части процесса освоения, позволяет существенно сократить время отработки скважины. [38]
В то же время более наглядным примером зависимости продуктивности скважин от состояния коллектора в призабойной зоне скважин являются результаты отработки скважин после бурения и ремонтных работ. В литературе широко описаны случаи улучшения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин за счет постепенной отработки их призабойных зон. [39]
Следует отметить некоторые недостатки гидродинамического бурения при. Однако благодаря тому, что размыв пласта осуществляется сразу после завершения бурения и время нахождения скважины в неустойчивом состоянии сводится до минимума, успешная отработка скважины окажется возможной. [40]
Оксиды азота NOX - опасные для экосистем соединения антропогенного происхождения. Их источником, в частности, являются тепловые электростанции и компрессорные станции, работающие на природном газе, а также использование газа на технологические нужды в процессе его подготовки к транспорту и при отработке скважин. [41]
 |
Типовая конструкция и основные этапы сооружения эксплуатационных скважин для скважинкой гидродобычи. [42] |
При втором варианте гидродобычного снаряда в качестве обсадных труб используются наружные трубы снаряда. При этом закрепление низа обсадных труб путем цементирования или использования пакерных устройств является обязательным. После завершения отработки скважины и выемки рудного пласта необходимо предусмотреть извлечение эксплуатационной обсадной колонны с целью ее повторного использования. [43]
Оценка времени работы скважины на каждом режиме особенно важна в условиях разведки. В этих условиях, как правило, добытая нефть теряется. Кроме того, большие периоды отработки скважины на разных режимах задерживают освоение скважины. Чрезмерное же сокращение этого времени может привести к снижению точности определяемых параметров, например коэффициента продуктивности и связанных с ним параметров гидропроводности. [44]
После перфорации в скважину закачано 50 м3 раствора 14 % - ной соляной кислоты. Раствор продавлен в пласт метанолом в объеме НКТ ( 18 4 м3), скважина закрыта и передана в обустройство. Через 220 сут произведена в течение 2 ч пробная отработка скважины. В период отработки в течение 14 мин после открытия скважины шел метанол, затем - чистый газ. Кратковременная остановка через 22 мин после открытия скважины и последующее восстановление давления в течение 18 мин до уровня 38 5 МПа свидетельствуют о достаточно хорошей гидродинамической связи с пластом. [45]
Страницы: 1 2 3 4