Cтраница 1
Высокодебитные скважины будут применяться при разработке газовых месторождений севера Тюменской области, где на базе уникальных месторождений намечается создание сверхмощных промыслов с годовым отбором каждого 70 - 100 млрд. м3 и более. Уже введено в эксплуатацию месторождение Медвежье, и его разработка осуществляется скважинами с начальным дебитом 1 5 млн. м3 в сутки и более. Такие дебиты получены по скважинам, находящимся в менее продуктивной части залежи. Поэтому есть все основания считать, что начальные дебиты скважин месторождений севера Тюменской области будут 1 5 - 2 млн. м3 в сутки и более. [1]
Высокодебитные скважины оснащают арматурой большего проходного сечения. В газовых скважинах на устье монтируют термометры, регуляторы дебита и давления, автоматические клапаны, закрывающие скважину при аварийном состоянии выкидной линии. [2]
Высокодебитные скважины пласта Д1, составляющие 60 % действующего фонда, были разделены на скважины: с форсированным режимом эксплуатации и не подвергавшиеся форсированному отбору жидкости. Скважина считалась на форсированном режиме эксплуатации, если при обводнении свыше 50 % средний дебит жидкости дж. Затем скважины с форсированным режимом эксплуатации разделили на две категории. [3]
Высокодебитными скважинами пласта Д1 за период обводнения от 50 до 90 % добыто 7 %, а за период обводнения свыше 90 % - 0 6 % накопленной добычи нефти. Время работы скважин в эти периоды обводнения составляет соответственно 17 и 12 % от всего срока эксплуатации. [4]
Для высокодебитных скважин разработана фонтанная арматура АФ6АВ - 80 / 65X70 на рабочее давление 70 МПа с диаметром проходного сечения ло стволу 80 мм, а по струнам - 65 мм. [5]
Для высокодебитных скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен осуществляться из условий максимального использования энергии пласта с учетом капиталовложений. [6]
Для высокодебитных скважин с высокой устьевой температурой отмечается парафинизация небольших участков трубопровода после мерника. Очевидно, в этом случае стабилизация температуры нефти в прискважинном оборудовании не достигается. [7]
Возврат высокодебитных скважин после их кратковременного испытания на нижележащих горизонтах для опробования вышележащих не позволяет проводить опытную эксплуатацию скважин и получать надежные данные для подсчета запасов по высоким промышленным категориям и проектирования разработки. [8]
Для высокодебитных скважин регламентируемые значения депрессии на пласт и скорости потока газа в стволе скважины обеспечивают получение представительной пробы пластовой газоконденсатной смеси. Однако для среднедебитных скважин эти ограничения взаимоисключают друг друга. Кроме того, достижение постоянства фракционного состава стабильного конденсата только на одном режиме исследования средне-дебитной скважины не гарантирует получения представительной пластовой пробы. [9]
На высокодебитных скважинах с высоким газовым фактором ( 200 и более м3 / т) к прибору присоединяют утяжелитель массой 6 - 8 кг в виде металлической штанги. [10]
На высокодебитных скважинах и на тех скважинах, где есть опасность разъедания плашек или засорения задвижек, на каждой боковой струне должны быть установлены две задвижки: рабочая и резервная. Резервная задвижка всегда открыта. [11]
В высокодебитных скважинах ( Q lOO т / сут) время извлечения раствора из пласта может резко сократиться. [12]
В высокодебитных скважинах применяются трубы диаметром 89 мм ( реже 114 мм), в среднедебитных - 60 и 73 мм. [13]
В высокодебитных скважинах это условие наступает быстро. В малодебитных скважинах для выполнения условия ( II 1.39) иногда требуются продолжительные, на несколько суток, остановки. Кроме того, это условие, пожалуй, справедливо для монотонного характера изменения притока. [14]
В высокодебитных скважинах при высоких скоростях движения жидкости в трубах толщина отложений имеет меньшее значение вследствие срыва некоторой части отложений потоком жидкости. [15]