Межремонтный период - скважина
Cтраница 1
Межремонтный период скважин в последние годы остается стабильным на уровне 281 сут. [1]
Увеличение межремонтного периода скважины позволяет снизить среднюю за год величину забойного давления и тем самым увеличить общее количество нефти, отбираемой из скважины в расчете на год. Увеличение числа качаний станка-качалки или длины хода плунжера также является мероприятием повышения производительности скважины за счет снижения забойного давления. [2]
 |
Динамика изменения межремонтного периода и средней обводненности скважин с ЭЦН и ШГН в объединении Татнефть ( средняя обводненность скважин с ШГН меняется в пределах 0 283 - 0 312. [3] |
Постоянный рост межремонтного периода скважин с ЭЦН объясняется повышением уровня текущего обслуживания скважин, более высоким качеством подготовки погружных установок к эксплуатации, а также совершенствованием технологии и организации проведения подземного ремонта, в частности сокращения времени пребывания скважины в ремонте за счет уменьшения непроизводительных затрат времени и сокращения продолжительности подземного ремонта в результате внедрения передовых методов труда, более совершенных агрегатов и приспособлений. [4]
Для увеличения межремонтного периода скважин установок ЭЦН и ШГН функционируют предприятия и цеха по подготовке и ремонту подземного и наземного оборудования ( ЦБПО - ЭПУ, ЦБПО - РНО, ЦБПО - РБО, ЦБПО - РЭТО, трубные базы, ремонтные и сервисные центры штанговых насосов), что позволяет повышать надежность и продолжительность их работы. [5]
Определенный интерес представляет сравнение межремонтного периода скважин с ЭЦН и ШГН. Из графиков рис. 37 и данных табл. 19 видно, что в Татарии межремонтный период скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, выше межремонтного периода для скважин с ЭЦН. [6]
Исходными данными для планирования межремонтного периода скважин М служат установленные по технологическому режиму нормы расхода глубинных насосов, что по существу отображает число запланированных ремонтов скважин Р, а также запланированное по технологическому режиму время на их ремонт tp, включая время, затрачиваемое на промывку или чистку пробки в скважине. [7]
Исходными данными для планирования межремонтного периода скважин УИП служат установленные по технологическому режиму нормы расхода глубинных насосов, что по существу отображает число запланированных ремонтов скважин Р, а также запланированное по технологическому режиму время на их ремонт / р, включая время, затрачиваемое на промывку скважины или чистку пробки. [8]
Возможность дальнейшей эксплуатации малодебитных скважин обусловливают два фактора: межремонтный период скважин и добыча в единицу времени. В такой интерпретации стоимость подземного ремонта и его частота приобретают важнейшее значение в повышении рентабельности эксплуатации скважин. Технология и технические средства, предложенные и внедренные в практику под общим названием энергосберегающей технологии, и направлены на сокращение количества подземных ремонтов и увеличение добычу нефти за счет уменьшения суммарного времени простоев скважин. [9]
Исходя из нормативного значения р2 0 - 10 - 2 при проектировании скважин может быть принята величина межремонтного периода скважин в пределах 2 - 3 лет. Максимальные значения межремонтного периода принимаются для скважин, оборудованных высокопроницаемыми фильтрами с рыхлой гравийной обсыпкой. [10]
Косвенная эффективность ( коррозийная стойкость цемента, повышение качества цементирования и технологической культуры процесса и др.), которая в конечном итоге влияет на продолжительность межремонтного периода скважин, повышение добычи нефти и газа, не учитывалась. [11]
Отметим также, что регулирование дисперсности водонефтега-зовой системы позволяет повысить надежность предупреждения отложений асфальтосмолистых веществ в скважинном оборудовании и качество подготовки нефти [59], приводя к увеличению межремонтного периода скважин в 5 - 10 раз ( с 1 - 2 месяцев до года) и кратному снижению расхода деэмульгатора. [12]
По цехам и комплексам по добыче нефти и газа: выполнение плана и социалистических обязательств по добыче нефти и газа; ввод в эксплуатацию и сроки обустройства новых нефтяных и газовых скважин; уровень межремонтного периода скважин ( общий) в закрепленной зоне; выполнение планового коэффициента эксплуатации скважин. [13]
В процессе эксплуатации скважин и наземного оборудования за счет непрерывного изменения давления и температуры во всей технологической цепочке добычи, транспорта и подготовки нефти происходят выпадение солей и образование асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО), приводящие к уменьшению срока службы и изменению межремонтного периода скважин и наземного оборудования. Эти обстоятельства существенно затрудняют добычу нефти и требуют применения специальных технологических операций обработки призабойной зоны, воздействия на добывающие скважины и системы внутрипромыслового сбора и подготовки нефти с целью повышения интенсивности работы всего нефтедобывающего комплекса. [14]
ГНШ не является причиной их остановки, и полный износ их отсутствует как в ингибированных, так и в неингибированных скважинах. Межремонтный период скважин, где есть гидроабразивный износ, но отсутствует углекислотная коррозия, даже без применения ингибиторов коррозии значительно выше по сравнению со скважинами, где есть ингибиторная защита, но гидроабразивный износ сочетается с углекислотной коррозией. Часто причиной остановки таких скважин является выход из строя ГНШ. [15]
Страницы: 1 2 3