Срок - служба - скважина
Cтраница 1
Срок службы скважин зависит от многих факторов, одним из которых является наличие коррозионно-активных пластовых вод в разрезе скважины, перекрываемых колонной. Если качество цементного камня за колонной низкое, имеют место несплошные заливки, трещины, отсутствует сцепление цемента с металлом и т.п., то в этом месте вследствие действия агрессивных пластовых вод на металл обсадной трубы образуются свищи, трещины, отверстия. Создается опасность перетока продукции скважины в вышележащие непродуктивные горизонты и появления заколонных нефтегазопроявлений. [1]
Урало-Поволжья показала, что срок службы скважины намного меньше срока разработки месторождения. [2]
 |
Способ создания гравийных. [3] |
Разработанное устройство позволяет повысить производительность и срок службы скважин за счет применения фильтров с гравийной обсыпкой и улучшить гидроизоляцию зон движения рабочих и продуктивных растворов за счет более качественного цементирования эксплуатационной колонны и лучшей сохранности цементного кольца в период эксплуатации скважины. [4]
Для добычи нефти характерно то, что на срок службы скважин существенное и отрицательное влияние оказывает природный фактор. Поэтому необходимы большие средства на частое восполнение выбывающих из эксплуатации орудий труда. [5]
Одноколонная конструкция рекомендуется, как правило, когда срок службы скважин не превышает 10 - 15 лет. [6]
Правильный выбор типа труб для обсадных и эксплуатационных колонн геотехнологических скважин определяет работоспособность и срок службы скважин. [7]
Вскрытие продуктивных горизонтов при сооружении технологических скважин подземного выщелачивания металлов является одним из мероприятий повышения производительности и срока службы скважин, снижения эксплуатационных затрат. При вскрытии продуктивных пластов, сложенных мелкозернистыми песками, практически всегда происходит нарушение их естественных фильтрационных свойств, что выражается прежде всего в уменьшении проницаемости пород приствольной зоны в результате образования зоны кольмата-ции - участка скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Выделяют две зоны кольма-тации: зону, примыкающую к приствольной части скважины, обусловленную проникновением частиц бурового шлама и промывочной жидкости, а также зону фильтрата промывочной жидкости, чаще всего глинистого раствора, в породы продуктивного горизонта. [8]
Коренные преобразования в нефтяной промышленности СССР после Великой Отечественной войны и достижения науки и техники позволили значительно увеличить сроки службы скважин, повысить текущие и суммарные отборы нефти. [9]
Однако при совпадении их глубин эффективным мероприятием может оказаться пассивная теплоизоляция, поскольку в этих условиях время достижения температуры таяния на входной поверхности сравнимо со сроком службы скважины при соответствующем подборе теплоизоляции. С другой стороны, пластические свойства избыточно-льдистого пропластка ограничивают рост давления при обратном промерзании до безопасных величин. Универсальным защитным мероприятием для данного типа пород является повышение прочности конструкции скважины. [10]
Тг - ремонтные циклы соответственно до и после мероприятия; Т примем равным 5 лет ( это максимальная величина, так как пескопроявляющую скважину либо необходимо остановить, либо снизить ее дебит); TZ Т 4 - 2, так как крепление приводит к увеличению срока службы скважин на 2 - 3 года; я - число скважин, по которым проведена обработка и продлен срок службы. [11]
ВНИИЭгазпром в 1972 г. разработал новые нормы амортизационных отчислений по специализированным объектам газодобывающей промышленности, которые приняты Государственной комиссией и вводятся в действие с 1 января 1975 г. При составлении новых норм амортизации учитывались изложенные недостатки норм амортизации, введенных в 1963 г. Норма амортизации на реновацию была установлена в размере 8 3 % в год, исходя из 12-летнего срока службы скважин. В таких же размерах установлена норма отчислений на реновацию промысловых газосборных сетей. [12]
При выборе конструкции эксплуатационных скважин для подземного выщелачивания полезных ископаемых с использованием кислотных растворителей металла необходимо учитывать следующее: 1) обеспечение высокой стойкости материала обсадных труб к химически агрессивным средам, а также механической прочности обсадных труб в условиях горногб давления и гидродинамических нагрузок; 2) внутреннее сечение обсадных труб должно допускать производство ремонтно-восстановительных работ, цементирование скважин для создания гидроизоляции зон движения рабочих и продуктивных растворов и проведение необходимых геофизических и гидрогеологических наблюдений за ходом процесса ПВ; 3) возможность создания надежной гидроизоляции надрудного горизонта, особенно в случае эксплуатации маломощных рудных тел, находящихся в зоне водоносных горизонтов; 4) в процессе бурения не должна нарушаться целостность нижнего водоупора, в случае перебуривания водоупора необходимо предусматривать в дальнейшем его тампонирование; 5) утяжелитель для спуска в скважину полиэтиленовых обсадных колонн необходимо изготовлять из инертных материалов или же он должен быть извлекаемым; 6) при оборудовании нижней части фильтра отстойником с окнами для облегчения освоения скважины необходимо предусматривать возможность перекрытия окон после окончания работ по освоению; 7) для предохранения затрубного пространства скважин от проникновения с поверхности рабочих растворов следует использовать специальное оборудование устья; 8) срок службы скважин должен быть не менее срока отработки блока. [13]
Относительно низкое качество крепления скважин, форсированная добыча углеводородного сырья, увеличение возраста эксплуатационного фонда скважин приводят к ежегодному росту объемов ремонтно-восстановительных работ. Срок службы скважины до первого отказа в настоящее время ниже амортизационного срока ее работы и составляет в среднем 10 - 12 лет. Количество скважин возрастом более 10 лет составляет более 60 % от общего фонда скважин, а число отказов скважин с увеличением их возраста растет по экспоненциальному закону. [14]
Расчетная модель предусматривает, что скважины продолжительное время, соизмеримое с общим сроком разработки месторождения, будут работать с водою, и в этот период из них будет добыта основная часть суммарного отбора нефти. Продолжительность срока службы скважин и объем добываемой нефти, рассчитанной на плоскостной электрической модели пласта, зависит главным образом от расчетной скорости перемещения контура нефтеносности и от расчетного времени поступления его к точке, которая на модели заменяет скважину. Соотношение же накопленных объемов нефти и воды по скважинам в расчетах остается неизменным. [15]
Страницы: 1 2 3