Cтраница 2
Пусть в скважине, на глубине интервала перфорации при пластовой температуре обводненность поступающей в скважину продукции принимает значения: 0; 20; 40; 60 и 80 % об. Диапазон дебитов скважины: 10; 30; 50; 100; 200 и 400 м3 / сут. [16]
На рис. 73 приведены добывные возможности насосного оборудования скважин, освоенного в настоящее время отечественной промышленностью. Это оборудование охватывает основной диапазон дебитов скважин. В то же время следует заметить, что выпускаемые в настоящее время насосные установки не обеспечивают полностью весь требуемый диапазон по производительности. Это особенно относится к многопластовым месторождениям, где суммарные отборы по скважинам ( при одновременной эксплуатации нескольких пластов) достигают значений в несколько тысяч кубометров за сутки; аналогичное положение с нагнетательными скважинами. [17]
На газовых месторождениях Севера при некоторых режимах работы возможно гидратообразование в стволе скважины. Для рассматриваемого диаметра НКТ имеется диапазон дебитов, при которых гидраты в стволе скважины не образуются. Так, при малых де-битах возможность гидратообразования связана со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами. Поэтому в работах Ю.П. Коротаева, Б.Л. Кривошеина предлагаются методики расчета допустимого безгидратного дебита эксплуатации скважин. Альтернативой здесь является непрерывная подача в скважину ингибитора гидратообразования. [18]
В частности, для диапазона дебитов 800 - 1000 тыс. м3 / сут и выше технологически оправдан диаметр НКТ 168 мм, который использован в конструкциях скважин Ямбургского, Уренгойской площади Уренгойского месторождений и в скважинах основного фонда Медвежьего месторождения. [19]
В частности, для диапазона дебитов 800 - 1000 тыс. м3 / сут и выше технологически оправдан диаметр НКТ 168 мм, который использован в конструкциях скважин Ямбургского, Уренгойской площади Уренгойского месторождений и в скважинах основного фонда Медвежьего месторождения. При дебитах 750 - 800 тыс. м3 / сут диаметр лифтовой колонны уменьшается до 114 мм. Такие конструкции скважин применяются на Вынгапуровском и Северо-Уренгойском месторождениях. [20]
Кроме того, изменением частоты тока достигается новое качество погружного насоса - возможность изменения в широком диапазоне отбора жидкости из скважин без смены насосного оборудования. Например, работа насоса ЭЦН5 - 40 возможна в диапазоне дебитов 16 - 100 м3 / сут, а насоса ЭЦН6 - 500 - в пределах 220 - 780 м3 / сут. [21]
Производная, стоящая под знаком интеграла, означает скорость изменения градиента давления при вводе в поток задавоч-ной жидкости небольшого количества газа. Однако мы сохраним предположение о равенстве скоростей фаз для всего диапазона дебитов газа вплоть до нуля. [22]
В программе предусмотрена возможность перевода фонтанных скважин на механизированный способ эксплуатации как через заданное число временных шагов, так и ло достижению предельно возможной обводненности; отключения скважин как по задаваемой, так и по определяемой из условий экономической целесообразности предельной обводненности. Расчеты могут проводиться как без учета возможностей скважинного оборудования, так и с учетом. При фонтанном и гаглифтном способах характеристику оборудования строят для в: его диапазона дебитов скважин, а в нагнетательных сквахинах - для всего диапазона приемистости. [23]
Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в котором сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный купол введен в разработку в 1973 г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. Диапазон дебитов в тот период был очень большой - от 200 до 2000 тыс. м3 / сут. [24]
По второй схеме, предложенной А.С. Вирновским и автором ( рис. V.11, б), происходит обратное движение - вначале жидкость движется вниз по центральной трубке, а после поворота поднимается к насосу по кольцевому пространству. При повороте часть песка выпадает из потока и осаждается в кармане - Эффективность работы сепараторов тем выше, чем меньше вязкость жидкости и больше размер песчинок. Кроме того, выпадение песчинок из потока зависит от того, где первоначально, до входа в сепаратор, находилась песчинка. Процесс выпадения очевидно также зависит от содержания свободного газа в потоке. Аналитическое исследование вопроса чрезвычайно сложно. Автором были выполнены экспериментальные исследования по установлению эффективности обеих конструкций. Опыты были проведены с сепаратором натуральных размеров на воде. Согласно рис. V.12 коэффициент сепарации k оказался в исследованном диапазоне дебитов наиболее высоким. Однако при откачке даже легкой нефти обычной вязкости ( у 0 00001 м2 / с) коэффициент сепарации должен быть намного меньше. [25]