Фонтанный период - эксплуатация
Cтраница 1
 |
Модель микро-и макропористых коллекторов миоцена месторождения Зыбза-Глубокий Яр. [1] |
Фонтанный период эксплуатации за счет проявления вязкоупругих свойств неньютоновских нефтей продолжается недолго. [2]
Фонтанный период эксплуатации скважин - весьма ответственный в связи с тем, что он совпадает с первой очередью обустройства месторождения, когда нет подъездных путей, на устьях сохраняется высокое давление, требуется очень большой объем глубинных исследований. [3]
Фонтанный период эксплуатации большинства скважин куста закончился очень быстро и до монтажа ГПНУ в девять из них были спущены ЭЦН. Средняя наработка на отказ в шести скважинах составила 66 7 сут, в остальных - 173 сут. [4]
В процессе разработки нефтегазовых месторождений продолжительность фонтанного периода эксплуатации скважин оказывается значительно меньше периода механизированной добычи нефти. [5]
На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. [6]
На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. [7]
Нг газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и ( более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные Трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. [8]
Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуатации, сокращения сроков эксплуатации и повышения эффективности капиталовложений при экономии затраты труда. [9]
При развитой системе заводнения пластов с целью поддержания пластового давления скважины после фонтанного периода эксплуатации сразу же могут переводиться на эксплуатацию УЭЦН. На практике перевод скважин из эксплуатации УСШН на эксплуатацию УЭЦН в основном осуществляют в конце третьей и на четвертой стадии разработки. [10]
Пластовые давления в разрабатываемых залежах поддерживались на достаточно высоком уровне, что позволило продлить фонтанный период эксплуатации скважин. [11]
С целью рационального использования запасов пластовой энергии возникает задача определения оптимальных условий фонтанирования и продления фонтанного периода эксплуатации скважин. [12]
Применение заводнения позволило повысить нефтеотдачу пластов при разбуривании залежей по значительно более редким сеткам, сократить сроки отборов основных запасов, продлить фонтанный период эксплуатации, обеспечить высокие дебиты скважин при механизированном способе эксплуатации и повысить эффективность регулирования процесса разработки. [13]
ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА - введение в нефтяной пласт воды через скважины, называемые нагнетательными, для поддержания пластового давления при разработке залежей на определенном уровне с целью продления фонтанного периода эксплуатации скважин и повышения суммарной добычи нефти. Наибольшее промышленное применение нашло искусственное заводнение, при котором вода закачивается с земной поверхности. Широкое распространение получили способы, при которых осуществляется поддержание пластового давления с самого начала разработки. Для повышения добычи нефти в истощенных залежах с плохой проницаемостью коллекторов и с невысокой остаточной водонасыщен-ностью пласта применяется площадное заводнение. [14]
Такие системы, так же как и система с разрезанием на узкие полосы, могут быть применены и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена какими-либо обстоятельствами, например сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа. [15]
Страницы: 1 2 3