Бурение - эксплуатационная скважина
Cтраница 1
Бурение эксплуатационных скважин в Тюменской области впервые было начато в сентябре 1964 г. на Трехозерном месторождении Шаимского нефтяного района. [1]
Бурение эксплуатационных скважин малого диаметра также-дает большую экономию средств, металла и цемента, но прогнозная количественная оценка результатов этого, бесспорно, полезного мероприятия затрудняется невозможностью заранее определить продуктивную характеристику и глубину залегания пластов на месторождениях нефти и газа, которые будут открыты, в будущем. [2]
Для бурения эксплуатационных скважин на глубинах моря 15 - 60 м и 100 - 200 м технические средства - ледостойкие платформы - отсутствуют. И если для глубин 15 - 60 м создание ледостойкой стационарной платформы не является неразрешимой проблемой, что возможно осуществить в течение ближайших 5 - 6 лет на отечественных предприятиях, то для работ на глубинах 100 - 200 м сооружение конструкции, способной работать во льдах Карского моря в течение 20 - 25 лет, является сложной технической задачей, для решения которой потребуется длительное время. [3]
Процесс бурения эксплуатационной скважины со сплошной колонной считается законченным после испытания колонны на герметичность, скважины с открытым забоем или с фильтром - после промывки и выброса бурильных труб на мостки. [4]
 |
Состояние запасов природного газа на 1 / 1 1967 г. ( предварительные данные, млрд.. и3. [5] |
К бурению эксплуатационных скважин на вновь открываемых месторождениях следует приступать на основе оперативной оценки запасов газа. [6]
При бурении эксплуатационных скважин на бобриковский горизонт в Татарии встречаются скважины, где вместо нефтенасыщенных коллекторов залегают пласты углистых сланцев и углей, которые трудно отличить по данным стандартных геофизических исследований от нефтенасыщенных пород. [7]
При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения. [8]
При бурении эксплуатационных скважин отклонение их от вертикали приводит к нарушению сетки разработки месторождения, снижая эффективность его эксплуатации. [9]
При бурении эксплуатационных скважин диаметр ствола устанавливается равным 273 мм под колонну труб диаметром 219 1 мм. [10]
При бурении эксплуатационных скважин осуществляются необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-геофизических исследований, устанавливаемый в проектах с учетом конкретных задач ton или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения. [11]
При бурении эксплуатационных скважин по некоторым из них поступают данные, отличные от полученных по разведочным скважинам, на основании которых выбраны показатели проекта разработки месторождения. Для этого на основании данных разведки создается геологическая модель продуктивного пласта, отражающая размеры газовой залежи в плане и объем порового пространства. На основании новой геометрии газовой залежи и уточненных запасов газа при необходимости вносятся коррективы в проект разработки. [12]
При бурении эксплуатационных скважин применяют пульты контроля процессов бурения ПКБ-2. [13]
При бурении эксплуатационных скважин обычно заводится дело, в котором концентрируются все документы, связанные с проектированием, бурением и испытанием скважин. При передаче скважины в эксплуатацию составляют ее паспорт, в который заносят даты начала и конца бурения, геологический разрез, мощность пластов, конструкцию, интервалы перфорации, результаты испытаний, а также все аварии и осложнения, возникшие в процессе бурения. При эксплуатации скважины в паспорте записывают результаты всех технологических операций, проводимых нефте-газопромыслом, суммарную добычу нефти или газа по скважине, а также все сведения геологического и технического характера. [14]
При бурении эксплуатационной скважины когда обводненность выше 70 %, прибыль вообще может быть не получена. Прибыль от дополнительного бурения в поздней стадии разработки снижается по мере роста обводненности добываемой продукции. В условиях рассматриваемого примера при 80 % обводненности продукции эксплуатационные затраты настолько повышаются, что они не компенсируются дополнительной добычей. [15]
Страницы: 1 2 3 4