Фонтанный период - эксплуатация
Cтраница 2
С другой стороны, кустовое расположение скважин имеет ряд недостатков: уменьшение расстояния между устьями увеличивает вероятность возникновения аварий, пожаров, несчастных случаев при эксплуатации скважин; при возникновении открытого фонтанирования и пожара на одной скважине создается аварийная ситуация на всем кусте, что особенно опасно при фонтанном периоде эксплуатации скважин; наклон и искривление стволов осложняют условия эксплуатации скважин при оборудовании их глубинными насосами, спускаемыми на на-сосно-компрессорных трубах. [16]
Осуществление данного варианта разработки, как уже отмечалось, связано с большими ретроградными потерями конденсата и низкой нефтеотдачей. К другим недостаткам этого метода относятся: непродолжительность фонтанного периода эксплуатации нефтяных скважин, резкое снижение их производительности, необходимость в компрессорах для транспортировки газа в поздней стадии разработки месторождения. Эти недостатки присущи первому варианту. [17]
Важно и то, что поддержание пластового давления позволило продлить фонтанный период эксплуатации скважин. [18]
Технологическая схема разработки нефтяного пласта - включает основные элементы системы разработки и материалы, на основе которых эта система запроектирована: краткое описание геологического строения м-ния и детальное - нефтяного пласта, для которого составляется технологическая схема разработки; физические свойства коллекторов, а также нефти, газа и воды в пластовых условиях; варианты расстановки эксплуатационных скважин с выбором оптимального варианта; обоснование метода поддержания пластового давления и расстановки эксплуатационных скважин; расчеты добычи нефти и закачки воды; основные экономические показатели разработки. Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуатации, сокращения сроков эксплуатации и повышения эффективности капиталовложений при экономии затраты труда. [19]
 |
Компрессорная арматура для двухрядного подъемника. [20] |
Оборудование газлифт-и ы х скважин, На устье газлифт-ных скважин устанавливают арматуру, предназначенную для подвески подъемных к воздушных труб, герметизации межтрубного и затрубного пространства, направления жидкости и выкидную линию и сжатого газа в воздушные трубы, регул кров а и и я работы скважины. Часто для этих целей используют фонтанную арматуру, остающуюся на скважине после прекращения фонтанного периода эксплуатации. [21]
 |
Компрессорная арматура для двухрядного подъемника. [22] |
На устье газлифт-ных скважин устанавливают арматуру, предназначенную для подвески подъемных и воздушных труб, герметизации межтрубного и затрубного пространства, направления жидкости в выкидную линию и сжатого газа в воздушные трубы, регулирования работы скважины. Часто для этих целей используют фонтанную арматуру, остающуюся на скважине после прекращения фонтанного периода эксплуатации. Однако в большинстве случаев применяют более легкук и удобную компрессорную арматуру. [23]
Основным, наиболее распространенным и эффективным методом поддержания пластовых давлений ( ППД) является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее со-оой закачку в пласты воды через специальные нагнетательные скважины, находящиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри контура - между эксплуатационными скважинами. Прим-енение 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. [24]
Наличие совершенного технол гического глубиннонасосного оборудования, станков-качалок, насосов, штанг позволяет производить добычу нефти из скважин до нескольких сотен тонн в сутки. После фонтанного периода эксплуатации, минуя компрессорный способ добычи нефти, скважины переводят на эксплуатацию глубинными насосами. Такое мероприятие осуществляется на многих промыслах. [25]
В данном разделе рассматривается один из аспектов этой проблемы, а именно показана принципиальная возможность регулирования темпа падения пластового давления на основе использования вязкоупругих свойств нефти. В частности, показывается, что при определенных режимах отбора жидкости из залежи пластовое давление будет падать значительно медленнее, чем в случае разработки месторождения обычной упругой нефти. Это позволяет продлить фонтанный период эксплуатации залежи, что особенно важно при вводе в разработку крупных месторождений, расположенных в отдаленных районах, когда период обустройства и ввод мощностей для закачки воды или пара в пласт затягивается. [26]
Усовершенствованы методы исследования эргазлифтных и фонтанных подъемников ( Н. Н. Репин, В. И. Портнов, А. И. Дьячук, С. Г. Яхин, Ю. Г. Валишин и др.), установлен эффект роста давления в жесткой замкнутой системе при естественном разделении двух - и трехфазных смесей. Разработана методика учета этого эффекта при интерпретации кривых восстановления давления. Выявлено существование нестабильных зон в лифтах фонтанных и насосных скважин, разработан способ ликвидации этих зон для повышения производительности скважин и продления фонтанного периода эксплуатации. [27]
Рациональное обустройство нефтяных месторождений эксплуатационным оборудованием требует выбора таких способов добычи и поддержания его в таком рабочем состоянии, чтобы затраты на эксплуатацию скважины при данном дебите были бы как можно меньше. В предыдущих главах, посвященных описанию различных способов добычи, приведены методы расчета и соответствующие таблицы, по которым можно выбрать наиболее экономную технологию эксплуатации и оптимальный набор оборудования. Например, при фонтанной эксплуатации скважины наиболее важно правильно подобрать такой диаметр НКТ, при котором при данном забойном давлении будет обеспечена максимальная продолжительность фонтанного периода эксплуатации. [28]
Из рис. 70 видно, что размер капитальных вложений снижается с увеличением активности системы заводнения. Это происходит в основном за счет снижения затрат на бурение скважин, так как с повышением активности системы заводнения плотность сетки скважин уменьшается. Капитальные вложения для одно - и двухрядной систем с давлением нагнетания 150 и 200 кгс / см2 ниже, чем для таких же систем с давлением нагнетания 100 кгс / см2, поскольку в первом случае фонтанный период эксплуатации зялежи продолжается до конца разработки, а во втором залежь эксплуатируется фонтанным способом лишь в основной период разработки, а на поздней стадии - механизированным способом. [29]
 |
Модель микро-и макропористых коллекторов миоцена месторождения Зыбза-Глубокий Яр. [30] |
Страницы: 1 2 3