Практика - эксплуатация - скважина
Cтраница 2
 |
Индикаторные кривые, характерные для упругопластического режима. [16] |
В практике эксплуатации скважин возможны случаи, когда криволинейные индикаторные кривые для начального периода разработки постепенно выпрямляются. Это объясняется тем, что при многократном снижении забойного давления в прискважин-ной части пласта произошли необратимые процессы пластической деформации пород. [17]
В практике эксплуатации скважин режим реверса планки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопления жидкости в стволе скважины. Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения о - ( см. рис. 16) показывает, что уменьшение ег приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшится. [18]
В практике эксплуатации скважин в восточных районах электронасосы погружают на 300 - 600 м под динамический уровень в зависимости от величины газового фактора скважины. [19]
В практике эксплуатации скважин ПРС для контроля за формообразованием камер растворения широко применяются звуколокаци-онные методы. Картирование камер производится по высоте в горизонтальных сечениях через интервалы от 5 до 15 м, в зависимости от высоты ступени растворения. На каждом интервале картирования составляется горизонтальное сечение с измеренными расстояниями от оси скважины до боковых стенок. [20]
В практике эксплуатации скважин месторождений Стрыйского газопромыслового управления известны многочисленные случаи, когда рабочие добиты скважин составляют 40 - 50 % от их свободного дебита. [21]
Как показала практика эксплуатации скважин, склонных к пробкообразованию, применение штуцеров создает такой режим работы, при котором уменьшается количество песка, поступающего из пласта, а также уменьшается пульсация, обычно влекущая за собой поступление песка из пласта на забой скважины. Конечно, создание противодавления увеличивает расход рабочего агента, однако продолжительность работы скважины без ремонта ( чистки или промывки пробки) компенсирует этот расход. [22]
Как показывает практика эксплуатации скважин на Самотлорском месторождении, наибольшая интенсивность коррозии НКТ наблюдается в отдельных интервалах скважины. Коррозия имеет локальный характер, сосредоточиваясь на тех участках, где скапливается водный конденсат, возникают напряжения в металле и турбулизация потока. В скважинной арматуре в первую очередь начинают корродировать уплотнительные кольца. Герметизирующие части запорных устройств выходят из строя, на плашках образуются глубокие язвы различной конфигурации. [23]
Как показала практика эксплуатации скважин, склонных к пробкообразованию, применение штуцеров создает такой режим работы, при котором уменьшается количество песка, поступающего из пласта, уменьшается пульсация, обычно влекущая за собой поступление песка из пласта на забой скважины. [24]
Таким образом, практика эксплуатации скважин в массивных залежах с трещинным коллектором показывает, что рациональную конструкцию забоя скважины необходимо определять в каждом конкретном случае, учитывая ее расположение, размеры и фильтрационную характеристику зоны притока, которая выявляется во время вскрытия продуктивного пласта при увеличении интенсивности поглощения промывочной жидкости. [25]
С точки зрения практики эксплуатации скважин, для предупреждения осадкообразования существуют две возможности: установить на забое дозатор с ингибитором коррозии и одновременно в межтрубном пространстве - жидкий пакер или ограничиться установкой одного жидкого пакера. В некоторых случаях можно, по-видимому, ограничиться установкой в скважине одного жидкого пакера, поскольку мы считаем, что осадки продуктов коррозии, прошедшие через нефтяной слой на прием насоса, являются наиболее опасными, с точки зрения быстрого блокирования работы ЭЦН. [26]
Особенно их мало по практике эксплуатации скважин и их методологической связи с проектными и прогнозными расчетами технологических режимов разработки месторождений. [27]
Это сильно удорожает и осложняет технику и практику эксплуатации скважин с помощью ГПН. [28]
Несмотря на то что научный уровень разработки отдельных областей теории и практики глубиннонасос-ной эксплуатации скважин ( механика насосных установок, расчет усилий в штангах, методы определения длины хода плунжера, гидравлика поршневого, центробежного и гидропоршневого насосов, теория и практика расшифровки динамограмм) в СССР намного выше, авторы считают полезным ознакомить советского читателя с достижениями зарубежной технологии и техники в данной области. [29]
Задается возможный дебит скважины Q или предельная величина забойного давления Pja6 исходя из практики эксплуатации скважин на данном месторождении. Дебит скважины определяет производительность насоса, которую можно выбрать по каталогу или определить расчетом. Но следует иметь ввиду, что ЭЦН на заводах испытывают на воде, а на практике они откачивают нефть и эмульсии, т.е. более вязкие жидкости. Это ведет к искажению данных. [30]
Страницы: 1 2 3 4