Переход - скважина
Cтраница 2
При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства предотвращение перехода скважин на открытое фонтанирование обеспечивается применением эксплуатационного подземного скважинного оборудования. Оно предназначается также для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух или более продуктивных горизонтов, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше - или нижележащих пластов, разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства, а также для обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин. [16]
По рассматриваемому нефтяному месторождению У кроме того была определена средняя продолжительность существования скважин до потери промышленной производительности - до перехода скважин в разряд малодебитных или выхода из строя и ликвидации. По этому месторождению из-за низкого темпа отбора извлекаемых запасов нефти выбытие скважин в основном происходит не по технологической причине, а из-за их ограниченной долговечности. [17]
Необходимо отметить, что при увеличении темпа разработки за счет увеличения допустимой депрессии или фонда скважин соответственно сократится срок как до момента перехода скважин с режима допустимого дебита на энергетически возможный, так и период от указанного момента до достижения народнохозяйственного предела разработки. [18]
При приближении контура газовой шапки дия водонапорного режима к добывающей скважине в последней наблюдается прорыв газа, сопровождающийся резким нарастанием газового фактора и кончающийся переходом скважины на фонтанирование чистым газом. В скважинах, расположенных в пониженных частях пласта, вдали от газовой шапки, газовый фактор, наоборот, с течением эксплуатации понижается. Это понижение обусловлено переходом части газа из растворенного состояния в свободное при снижении давления в пласте и миграции этого газа не к скважинам, а вверх по восстанию пласта в газовую шапку. Поэтому газовый фактор в скважинах, расположенных вдали от газовой шапки, соответствует количеству растворенного в, нефти газа при данной величине пластового давления. Одновременно с уменьшением газового фактора постепенно изменяется состав попутного газа. Более легкие углеводороды ( метан и этан) выделяются из нефти в первую очередь и мигрируют в газовую шапку, а попутный газ становится более жирным. [19]
Разработке нефтяных месд рождений подразделяется на четыре стадии: стадия промышленного освоения эксплуатационного объекта - характеризуется ростом добыч нефти До максимального проектного уровня ( при малой обводненности звжжи), стадия поддержания высокого более или менее стабильного уровня добычи нефти и перехода скважин с фонтанной добычи на механизирозанную ( при нараттающей их обводненности), к кон - цу этой стадш - добывается 40 - 70 извлекаемых запасов нефти; стадия значительного снижения добычи нефти и подавляющего перевода фонда скважин ив механизированный способ эксплуатации - наблюдается iporpeo - оирущее обводнение продукции, к кснцу стадии добывветоя 60 - 90 извлекаемых запасов нефти; завершающая стадия - характеризуется низкими дебатами нефти, высокой обводненностью всех скважин и добываемой продукции. [20]
Разработка нефтяных месторождений подразделяется на четыре стадии: 1) стадия промышленного освоения - характеризуется ростом добычи нефти до максимального проектного уровня ( и при малой обводненности нефти); 2) стадия поддержания высокого и стабильного уровня добычи нефти и перехода скважин с фонтанной добычи на механизированную ( при нарастающей их обводненности); 3) стадия значительного снижения добычи нефти - наблюдается прогрессирующее обводнение продукта; 4) завершающая стадия характеризуется низкими дебитами и высокой обводненностью нефти. [21]
Разработка нефтяных месторождений подразделяется на четыре стадии: 1) стадия промышленного освоения - характеризуется ростом добычи нефти до максимального проектного уровня ( и при малой обводненности нефти); 2) стадия поддержания высокого и стабильного 1 уровня добычи нефти и перехода скважин с фонтанной добычи на механизированную ( при нарастающей их обводненности); 3) стадия: рачительного снижения добычи нефти - наблюдается прогрессирующее обводнение продукта и 4) завершающая стадия - характеризуется низкими дебитами и высокой обводненностью нефти. [22]
Так, например, если для несцементированных песков ( песчаников) при водонасыщенности 80 % относительная проницаемость для нефти равна нулю, то для сцементированных песков ( песчаников) она равна нулю при значительно меньшей водонасыщенности. Приведенные данные показывают, что в несцементированных песках при переходе скважин на чистую воду в залежи остается до 20 % неизвлеченной нефти. [23]
Для скважин с сильным газовым проявлением, переходящим в фонтанирование, при насосной эксплуатации применяют специальное устьевое оборудование ( фиг. Это оборудование для фонтанирующих скважин при насосной эксплуатации позволяет при переходе скважины на фонтанирование быстро герметизировать устье и тем самым предупредить возможность открытого фонтанирования. [24]
 |
Блочная установка для сбора и очистки буровых сточных вод. [25] |
При проведении этих работ весь глинистый раствор выбрасывается в море. В процессе дальнейшего освоения методом снижения уровня в эксплуатационной колонне, до перехода скважины на подачу нефти и ввода ее в эксплуатацию, поступающие из пласта вода, глинистый раствор и эмульсия также сбрасываются в море. [26]
Ввиду того, что при этой нагрузке на штуцерах отмечается критическая скорость истечения газа, изменение давления в коллекторе не влияет на дебит скважин. Как видно, дебит скважин изменяется по апериодическому закону, при этом длительность перехода автоматизированной скважины с одного режима на другой зависит от ее начального дебита. [27]
В процессе освоения в результате притока нефти и газа из пласта возможен выброс жидкости на поверхность и переход скважины на открытое фонтанирование. Поэтому перед началом освоения устанавливают герметизирующее оборудование на устье скважины. [28]
При наличии под башмаком колонны кармана большого диаметра и несоосности стволов при переходе с большого диаметра на меньший создаются условия для искривления бурильной колонны, увеличения усилия прижатия и возникновения ударов замков о стенки скважины. В результате этого обсадные трубы нижней части колонны в ряде случаев интенсивно протираются, от нее отрываются одна или несколько труб и перемещаются вниз до места перехода скважины на меньший диаметр. Оторвавшиеся от колонны трубы создают затруднения при работе, иногда даже возникает угроза ликвидации скважины. [29]
При наличии iro ( башмаком колонны кармана большего диаметра и несоосности стволов при переходе с б РЛЫПОГО диаметра на меньший создаются условия для искривления бурильной колонны, увеличения усилий прижатия и возникновения ударов замков о стенки скважины. В результате этого обсадные трубы нижней части колонны в ряде случаев интенсивно протираются, от нее отрываются одна или несколько труб и перемещаются вниз до места перехода скважины на меньший диаметр. Оторвавшиеся от колонны трубы создают затруднения при работе, при этом возникает угроза ликвидации скважины. [30]
Страницы: 1 2 3