Cтраница 4
В связи с тем что в эксплуатации на нефтяных и газовых промыслах находится большое число подъемных агрегатов для подземного и капитального ремонтов скважин ( АзИНМАШ - 37, А2 - 32, А-50 и др.) и благодаря наличию на этих агрегатах лебедок с характеристиками, позволяющими их эффективное использование для свабирования, были созданы модификации комплекса оборудования для свабирования скважин на базе подъемного агрегата для подземного ремонта скважин типа АзИНМАШ - 37 для работы со стальным канатом в качестве тягового органа сваба. [46]
Предположим, например, что мы установили 30 % отбора. При таком проценте отбора скважины типа В сразу снизят давление в пласте около скважины на 38 %, что недопустимо. Такое снижение давления явно нежелательно. [47]
Опытно-конструкторские работы по созданию забойных винтовых двигателей ведутся в нашей стране под руководством М. Т. Гусмана с начала 60 - х годов. Первые опытные винтовые двигатели для бурения скважин типа Д1 - 170 были испытаны в 1967 - 1969 гг. По результатам проведенных промысловых испытаний были осуществлены усовершенствования конструкции ряда элементов двигателя. В настоящее время промышленные партии забойных винтовых двигателей выпускаются Кунгурским машиностроительным заводом. Широкие промысловые испытания двигателей Д1 - 170, проведенные в Татарии, Башкирии, Пермской области и других районах, показали их работоспособность и определенные преимущества по повышению проходки на долото. [48]
Это есть лишь один из примеров скважин типа А. Другие скважины покажут иное соотношение величин, но тенденция для всех скважин типа А останется одна: индекс - продуктивности понижается с понижением давления при эксшюатации. Он понижается с увеличением процента отбора. Таблица показывает выгодность эксплоата-ции при малом перепаде давления. [49]
По форме табл. 35 составлены табл. 43 для скважин типа Б и табл. 44 для скважин типа В. Сравнивая три типа, мы видим, что при всех депрессиях, кроме последней строчки, дебит на 1 am депрессии у скважин типа Л выше, чем у скважин Б и В. Максимальный индекс на 1 am разности двух давлений у типа А находится во 2 - й строчке, у типа Б - в 7 - й и у типа В в 12 - й, причем этот индекс у типа Б ниже, чем у Л, а у типа В еще ниже. [50]
Положение SFAS № 19 о предельных сроках реклассификации затрат в полной мере применимо и к стратиграфическим скважинам. Если для их строительства требуются большие капитальные вложения, то в соответствии с американской версией метода результативных затрат перевод их в другую категорию приостанавливается до выполнения двух следующих условий: 1) объем найденных запасов будет достаточен для обоснования перевода в разряд эксплуатационных скважины; не являющейся стратиграфической; 2) бурение дополнительных стратиграфических скважин разведочного типа уже начато либо планируется в ближайшем будущем. Такие крупные капиталовложения обычно связаны со строительством и установкой промысловой платформы и могут быть обоснованы, только если дополнительные стратиграфические скважины бурятся и обнаруживают дополнительные извлекаемые промышленные запасы сырья. [51]
Конечные части индикаторных кривых всех трех типов А, Б и Б имеют очень крутой наклон, так как максимальный дебит получается только при турбулентном течении и при очень большой внутренней турбулентности, а при этих условиях нужно сильно увеличивать перепад давления, чтобы получить увеличение дебита. Скорость газа очень большая. Истощение идет быстрее у скважин типа А, чем у скважин типа Б, так как у последних сильная шероховатость стенок пор и каналов и извилистость длинных путей замедляют истощение пласта. [52]
После выработки эксплутацион-ных ресурсов и вследствие ухудшения технического состояния скважины типа Н были ликвидированы по специальному проекту и введены в эксплуатацию резервные нагнетательные скважины типа АН. С 1989 г. нагнетание отходов осуществляется только через эти скважины. [53]
Конечные части индикаторных кривых всех трех типов А, Б и Б имеют очень крутой наклон, так как максимальный дебит получается только при турбулентном течении и при очень большой внутренней турбулентности, а при этих условиях нужно сильно увеличивать перепад давления, чтобы получить увеличение дебита. Скорость газа очень большая. Истощение идет быстрее у скважин типа А, чем у скважин типа Б, так как у последних сильная шероховатость стенок пор и каналов и извилистость длинных путей замедляют истощение пласта. [54]
Характер кривой давление - процент отбора есть важный фактор, влияющий на установление процента отбора. Если скважина имеет кривую типа А, нет возражений против установления наивысшего размера процента отбора, какой допускают другие факторы. Если скважина работает по кривой типа Б, процент отбора должен быть ниже, чем допускаемый по кривой А. Для скважины типа В нужно устанавливать наиболее низкий процент отбора, допускаемый экономическими факторами. [55]
Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос-насос ( рис. XIV.4, а и XIV.4, б) нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновидности установок УГР типа насос-насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1 - В и УГРТ1 - В вставного исполнения с отводом газа ( см. рис. XIV.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР2 - В и УГРТ2 - В вставного исполнения без отвода подпакерного газа ( см. рис. XIV.4, б), а также УГР1 - Н и УГРТ1 - Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2 - Н и УГРТ2 - Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. [56]