Cтраница 1
Действующие скважины подразделяются на дающие продукцию ( нефть, газ, иодо-бромную. [1]
Вышеназванная действующая скважина с установкой ЭЦН-50 была остановлена 19.07.88 г. и заглушена пресной водой плотностью 1010 кг / м3 в связи с низким пластовым давлением. [2]
Поэтому действующие скважины оборудуются остеклованными фонтанными колоннами. [3]
Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г. ( 1484 ед. [4]
Фонд действующих скважин составляет: добывающих 21, нагнетательных - 2 ед. [5]
Среди действующих скважин имеется немало скважин с большими газовыми факторами и низкими динамическими уровнями, не позволяющими создавать большое погружение насосным агрегатам. Большое внимание в этом случае необходимо уделять конструкции погружного насоса с целью максимального сокращения вредных объемов. [6]
В действующей скважине термограммы можно снимать при ходе прибора вверх и вниз, поэтому здесь нетрудно проверить повторяемость температурных кривых. В пределах эксплуатационных объектов замеры следует обязательно повторять до полного исключения случайностей. [7]
В действующих скважинах он применяется редко, так как в этом случае возникает проблема догерметизации спецотверстий. [8]
Максимальный фонд действующих скважин ( 116) достигнут в 1973 г. Первоначально скважины вводились фонтанным способом с начальными дебитами до 150 - 200 т / сутки. [9]
Дебит одной действующей скважины по битуму составляет 1 1т / сут. [10]
Коэффициент использования действующих скважин вычисляется по соотношению скважино-месяцев числившихся и отработанных. По соотношению фондов скважин - - эксплуатационного и действующего вычисляется коэффициент использования фонда скважин. [11]
При исследовании действующих скважин в основном сталкиваются с установившимся режимом расходов ( дебитов), Даже при исследовании скважин в переходных режимах изменение расхода происходит очень медленно. Необходимо учитывать динамические свойства турбинных преобразователей как при раз-эаботке, так и при эксплуатации скважинных расходомеров. Это обусловлено тем, что, во-первых, при исследовании, скважин, оборудованных штанговыми насосами, с помощью скважинных расходомеров измеряется пульсирующий расход с периодом рабочего цикла насоса и, во-вторых, при протягивании лрибора по перфорированному участку обсадной колонны скважины измеряемый расход жидкости может резко изменяться в широких пределах, что может быть причиной появления динамических погрешностей прибора. [12]
Обшее число действующих скважин на нефтяной залежи равно пс. Затем скважину останавливают на ремонт. После этого скважина находится в ремонте. Таким образом суммарное время одного цикла ( работа - - / ожидание ремонт) равно п о р - После успешного выполнения ремонта начинается следующий такой же цикл. [13]
Гидратообразование в действующей скважине вызывается снижением температуры газа при его фильтрации в призабой-ной зоне скважины. [14]
Перетоки в действующей скважине ниже работающих пластов выявляются по аномалии температуры в неперфорированных интервалах, характерных для движения газа внутри колонны. Если канал перетока имеет выход в интервал перфорации, то величина и форма аномалий меняются в зависимости от депрессии на пласт. Тогда перетоки обнаруживаются по несовпадению аномалий, полученных при работе скважины с разными деби-тами. [15]