Технологический режим - скважина
Cтраница 2
Поскольку заданное поле давлений для решения обратной задачи достаточно неопределенная величина, в работе [45] предлагается определять технологические режимы скважин путем одновременного решения краевой задачи и задачи математического программирования. [16]
 |
Изменение забойного давления с изменением пластового давления по данным эксплуатации добывающих скважин ГП-1 Медвежьего газового месторождения. [17] |
Анализ многолетних и многочисленных данных изменений забойного и пластового давления по разным скважинам различных продуктивных пластов и месторождений позволяет технологические режимы скважин и их групп, показанные на рис. 52 - 54, определить как следящие. [18]
Реальная информация о распределении причин отказов оборудования насосной скважины также необходима для разработки организационно-технических мероприятий по устранению главных причин, для внесения соответствующих корректив в технологический режим скважин, а также для совершенствования конструкции и параметров погружной установки. [19]
В связи с этим в теоретических исследованиях, выполненных совместно с Гипровостокнефтью, при выборе вариантов расчетов приняты во внимание данные о средних дебитах скважин и технологические режимы уже эксплуатируемых скважин на рассматриваемых месторождениях. [20]
При отказе аппаратуры автоматики или переключающего клапана, а также при отключении электроэнергии продукция скважины переливается из мерной емкости и свободно проходит через регулятор перепада давления РПД в нефтегазовый коллектор, не нарушая технологического режима скважины. [21]
 |
Схемы нерегулируемых штуцеров. а - быстросъемный. б - межфланцевый. [22] |
Они подразделяются по условиям эксплуатации на три группы: для умеренной климатической зоны и некоррозионной среды; для холодной климатической зоны и некоррозионной среды; для умеренной климатической зоны и коррозионной среды. Регулирование технологического режима скважины производят дросселированием потока природного газа за счет изменения площади кольцевого прохода. [23]
Система конечно-разностных уравнений, составляющих модель пласта, связывает величины усредненных по блокам давлений и насы-щенностей с дебитами пересекающих эти блоки скважин и межблочными потоками. Для учета технологического режима скважин необходимы дополнительные соотношения, связывающие средние величины с забойным давлением. Предварительные оценки показали, что для характерных величин дебитов и диаметров стволов гидравлические потери в горизонтальном участке скважин пренебрежимо малы по сравнению с депрессией. [24]
Главное здесь - в согласованности действий этих служб, обслуживающих единую систему, в первую очередь потому, что управление режимами подсистем этой системы, как следует из изложенного выше, сегодня скорее искусство и опыт, чем наука и инженерный расчет. Если недостаточно обоснованы технологические режимы скважин, то вся система не сможет долго работать эффективно, если недостаточно обоснованы режимы сбора и подготовки добываемой продукции, то и режимы скважин не будут эффективными. [25]
Таким образом, под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обеспечиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности. Эти условия, называемые технологическим режимом скважины, различны в зависимости от геолого-эксплуатационных характеристик каждого месторождения, свойств газа, конденсата и воды, условий подачи газа и конденсата потребителям, а также от заданных кондиций газа. Например, при слабосцементированных продуктивных пластах следует соблюдать условие постоянства допустимого градиента давления на стенке скважины. Действительно, при движении газа к забоям скважин силой, воздействующей на частицы породы, является градиент давления. Превышение его допустимого значения обусловливает отрыв частиц от скелета и перемещение их к забою. Величины градиентов давления в соответствии с кривой его распределения вокруг ствола работающей газовой скважины будут максимальными на ее стенке. В связи с этим наиболее слабым местом с точки зрения разрушения пласта является зона, непосредственно прилегающая к стенке скважины. [26]
В бланк-заказе ( табл. IV.15) приводится необходимая промысловая информация для расчета. Результаты заносятся в выходные документы Технологический режим скважин, оборудованных ЭЦН: рекомендации по смене режима ЭЦН ( табл. IV.16), рекомендации по переводу режимов работы ШГН а ЭЦН ( табл. IV. Для скважины рекомендуется несколько режимов. [27]
Коэффициент продуктивности - наиболее важная из всех фильтрационных характеристик нефтяных и газовых залежей. Этот параметр учитывается при гидродинамических расчетах, установлении технологического режима скважин и залежи. Коэффициент продуктивности определяется на основе гидродинамических исследований скважин. Однако недостаточный объем этих исследований приводит к необходимости расчета коэффициента продуктивности косвенными методами. [28]
Первый способ, который записан в инструкции по исследованию и установлению технологических режимов скважин, основан на свойстве центробежных насосов развивать при режиме нулевой откачки вполне определенный напор. Он позволяет определить коэффициент продуктивности скважины. [29]
Результаты стандартных газопщродашамическкх исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации должны быть проверены, а при необходимости и переработаны. По этим результатам должны быть установлены коэффициенты продуктивности, фильтрационного сопротивления и технологические режимы эксплуатащш скважин. [30]
Страницы: 1 2 3