Процесс - эксплуатация - скважина
Cтраница 2
В процессе эксплуатации скважин непрерывным газлифтом регулярно замеряют дебит жидкости ( нефти, воды), количество нагнетаемого газа, пластового газового фактора, содержание механических примесей в продукции скважины, снимают показания НИП в затрубном, кольцевом, буферном пространствах и после штуцера. [16]
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. [17]
В процессе эксплуатации скважин штанговыми насосными установками происходит отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штаиг, которое нарушает нормальную работу насоса. При этом снижается площадь проходного кольцевого сечения между штангами и подъемными трубами, появляются дополнительные гидравлические сопротивления движению жидкости по подъемным трубам к повышаются гидравлические давления на плунжерную пару, что приводит к утечкам жидкости через их зазоры. Очень часто из-за интенсивного отложения парафина происходит обрыв штанг или поломка их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок. [18]
В процессе эксплуатации скважин, а также трубопроводов и ашшратшз системы наземного обустройства нефтяных и газовых промыслов в большинстве случаев происходит коррозия металла труб и оборудования. [19]
 |
Регулируемый штуцер с ручным управлением типа IHP-12. [20] |
В процессе эксплуатации скважины возможно накопление газа в пространстве между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором, что представляет серьезную опасность для нормальной работы скважин и может привести к серьезным осложнениям. [21]
 |
Схема обвязки технологической установки на выкиде глубинно-насосной скважины. [22] |
В процессе эксплуатации скважины систематически замеряют количество подливаемой жидкости, дебит скважины и отбирают пробы жидкости для определения содержания в ней песка. [23]
В процессе эксплуатации скважины возможны загрязнения внутренних проходов манифольда механическими примесями, отложениями парафина, солей и др. 11ри этом давление может достичь рабочего давления на забое зкважины или превысить его. [24]
В процессе эксплуатации скважин при развитии каверн до глубин 50 - 70 м и более в результате оттаивания ММП могут образоваться глубокие провалы, протяженные зазоры вокруг скважин, и для их ликвидации, обеспечения надежной опоры их на окружающие породы, безопасного их обслуживания необходимо предусматривать своевременную отсыпку образующихся провалов, зазоров. Для контроля и предупреждения образующихся провалов, зазоров в процессе теплового взаимодействия скважин с ММП рекомендуется на ряде скважин осуществить спуск до глубин 20 - 60 м термометрических трубок ( ТТ), заглушенных снизу и заполненных дизтопливом, для проведения в них замеров температур и сезонно-действующих охлаждающих устройств ( СОУ) до глубин 10 - 12 м для поддержания пород в мерзлом состоянии. [25]
В процессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды, в составе которой содержатся карбонат кальция - кальцит СаСОз, сульфат кальция - гипс CaS04 - 2H20, сульфат бария - барит BaS04, хлорид натрия - галит NaCI, при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси происходит солеотложение. [26]
В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом. [27]
В процессе эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинно-насосными установками, отмечено, что работа последних ограничена прочностью и долговечностью насосных штанг. Особенно это выразительно проявляется при эксплуатации скважин, характеризующихся высокой коррозионной агрессивностью. Поэтому поиск методов повышения циклической прочности насосных штанг, контактирующих с коррозионно-активной средой, представляет собой актуальную проблему. [28]
В процессе эксплуатации скважин ингибитор постепенно выносится из призабойной зоны пласта газовым потоком, обеспечивая безгидратный режим в скважине и шлейфе. В этом случае ПЗП выполняет функции емкости ингибитора и дозирующего устройства. При фильтрации газа в ПЗП, насыщенной ингибитором, устанавливается полное равновесие между жидкой и газообразной фазами, вследствие большой поверхности контакта. [29]
В процессе эксплуатации скважин в зависимости от устойчивости коллекторов, депрессии на пласт, проникновения бурового раствора в пласт, конструкции скважины, ее дебита и распределения дебита по интервалу вскрытия пласта, содержания жидкости в потоке может образоваться песчаная пробка или столб жидкости, отрицательно влияющие на технологический режим работы. Поэтому при выборе технологического режима работы таких скважин необходимо учесть хотя бы те факторы, которые могли бы исключить возможность образования песчаной пробки или столба жидкости. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости соизмеримо с влиянием несовершенства скважины на ее дебит и связано, кроме высоты пробки, с ее проницаемостью. В изотропных пластах наличие пробки высотой до 20 % общей газоносной мощности пласта практически не влияет на дебит скважины. [30]
Страницы: 1 2 3 4