Cтраница 3
Применение интенсивных методов освоения месторождений с внутри-контурным разрезанием залежей способствовало росту фонда обводненных скважин и переводу их на механизированную эксплуатацию; число механизированных скважин достигло почти трети эксплуатационно-ного фонда. Наличие в районах Западной Сибири нефтегазовых и нефтяных с газовыми шапками месторождений и необходимость обеспечения высоких отборов жидкости из скважин обусловили применение газлифтного способа эксплуатации как одного из наиболее перспективных для данных условий. Этот способ освоен на Правдинском месторождении. Полученные результаты подтверждают высокую эффективность метода. [31]
Схемы, необходимые для проведения технологического процесса, применяются в зависимости от цели обработки: удаление АСПО из фонтанных лифтов, подземного оборудования механизированных скважин, восстановления циркуляции по затру бному пространству и при образовании глухих пробок, или при воздействии на призабойную зону пласта. [32]
Повышение давления в системе сбора нефти и газа достигается путем максимального использования энергии пласта в фонтанных скважинах и повышения давления на устье в механизированных скважинах. Если давление на устье фонтанных скважин недостаточно для сбора и транспорта нефтегазовой смеси до центрального пункта, то такие скважины переводят на механизированную добычу. [33]
Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить условия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эффективность работы нефтяного газа в скважине и, как следствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии как в фонтанных, так и в механизированных скважинах. [34]
При первом значении этого параметра рассчитываются показатели гидродинамических процессов, происходящих в пласте, в подъемных лифтах, а также показатели процесса разработки на интервале ( Г, Тк) при заданных буферных давлениях на фонтанных скважинах, дебитах на механизированных скважинах и забойных давлениях на нагнетательных скважинах. Отметим, что при лросчете определяются моменты времени, когда в результате обводнения перестают фонтанировать добывающие скважины. [35]
Программа 19 ( выбора режимов работы скважин на многопластовых месторождениях) предусмотрена для определения режима работы скважин таким образом, чтобы максимизировать добычу нефти с месторождения за данный период; определения порядка перевода фонтанных скважин на механизированную добычу, а также порядка перевода механизированных скважин на более мощный насос. [36]
Благодаря текущему ремонту поддерживается в работоспособном состоянии весь механизированный фонд скважин, удельный вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин Миннефтепрома. На механизированных скважинах проводится более 95 % всех текущих ремонтов, общее число которых превышает 250 тыс. ремонтов в год. При таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением текущего ремонта скважин. Организация текущего ремонта скважин должна обусловливать минимальный простой скважин в ожидании ремонта и пребывание в нем, получение дебита нефти, предусмотренного технологическим режимом, и достижение запланированного межремонтного периода. [37]
Уже вскоре после национализации нефтяных промыслов на механизированных скважинах желонки были повсеместно заменены глубинными насосами - значительно более экономичным и современным оборудованием для добычи нефти. На Бакинских промыслах впервые был применен компрессорный способ добычи нефти, который все время совершенствуется. [38]
Порядок оперативного планирования текущих ремонтов покажем на примере четырех скважин. Условно будем считать, что эти четыре скважины представляют весь фонд механизированных скважин одного НГДУ. [39]
Предложенный метод реализован в виде программного комплекса. Этот комплекс апробирован на месторождениях Западной Сибири и Урало - Поволжья при решении задач оптимизации работы механизированных скважин с учетом взаимовлияния. [40]
Однако объем исследовательских работ с целью определения водонефтяного контакта и контуров нефтеносности еще не удовлетворяет требованиям, предъявляемым условиям рациональной разработки нефтяных месторождений. Это объясняется недостаточной эффективностью исследования пластов, вскрытых перфорацией, отсутствием надежных методов обнаружения пресной воды и изучения механизированных скважин, трудоемкостью и дороговизной методов и технологии измерений в скважинах. [41]
Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счет малодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Тонна нефти, добытая из малодебитных скважин - это тонна, которая улучшает платежный баланс страны -, считает Национальная ассоциация по малодебитным скважинам США. В нефтепромысловой практике США распространены два варианта эксплуатации малодебитных скважин: первый - периодическая откачка; второй - откачка с использованием полых штанг. Первый вариант применяется в том случае, когда установленное на скважине самой низкой производительности оборудование имеет запас по отношению к добывным возможностям скважины. [42]
Конструирование и выпуск новых приборов и средств контроля за разработкой систематически отстают от темпов внедрения новых методов разработки. Недостатки в контроле за разработкой объясняются тем, что основные приборы были созданы для фонтанных скважин, а наибольший объем работ приходится вести в механизированных скважинах. Для этой основной категории скважин, особенно с ЭЦН, средства контроля весьма ограничены. [43]
Принято определение величины пластового давления производить глубинным манометром или пересчетом по глубине статического уровня в скважине. Если при измерении величины пластового давления глубинным манометром со спуском прибора до перфорированного пласта в фонтанных и пьезометрических скважинах особых технических и методических проблем нет, то определение величины пластового давления в механизированных скважинах сопряжено со сложностями, связанными со спуском манометра до интервалов перфорации. [44]
Здесь также номера фонтанных скважин с минимальным дебитом в оптимальном режиме определяем, перенося Qj, feS2 в правую часть системы уравнений AX - - QB. Чтобы преобразованная правая часть оставалась неотрицательной ( как это требуют предлагаемые методы решения задачи), должно выполняться следующее условие. Если для механизированных скважин QtQmaxi, teS2, а для фонтанных Pipmini, ieSi, то деби-ты фонтанных скважин неотрицательны. [45]