Cтраница 1
Срок эксплуатации скважин более 15 лет, норма амортизации определяется по истечении фактического срока эксплуатации каждой скважины. [1]
Причем отмечено, что срок эксплуатации скважин t на месторождениях с газовы м режимом соответствует периоду разработки, а в случае проявления упруговодонапорного режима он меньше в 1 5 - 2 раза. Разведочные скважины целесообразно бурить на очень мелких структурах ( 5 до 5 км2) одним ста нком, закладывая первую скважину на своде структуры; при 5 5 - 15 км2 - двумя станками, закладывая по одной скважине на своде и в районе контролирующего замка складки. На относительно больших ( 515 - 100 км2) структурах бурение осуществляется 3 и более станками. [2]
В связи с этим сроки экономической эксплуатации скважин могут колебаться от 2 - 3 до 10 - 20 лет и более. [3]
Срок службы фундамента должен быть не менее срока эксплуатации скважины. Нулевая отметка фундамента должна быть выше уровня поверхности грунта при конечной осадке при действии максимальной нагрузки. Площадь фундамента должна обеспечивать возможность перемещения и работы на нем монтажных и транспортных средств. [4]
Конструкция фильтров оказывает большое влияние на дебит и срок эксплуатации скважин. Фильтры с сетками в большой степени подвержены механическому заклиниванию и процессам электрохимической коррозии, в связи с чем они имеют большие входные сопротивления. [5]
Несущие свойства фильтровой колонны, а следовательно, и сроки эксплуатации скважины изменяются в зависимости от коррозионных свойств отбираемой воды и коррозионной устойчивости фильтра. Химическая коррозия происходит, если в воде находятся некоторые компоненты в концентрациях, обусловливающих растворение металлов. Такими компонентами являются СО2, С 2, H2S, НС1, FfeSCv При каптаже вод питьевого качества с небольшой минерализацией возможность коррозии из-за нарушения углекис-лотного равновесия следует прогнозировать, используя показатель Ризнера. [6]
Самотлорского месторождения показали, что обнаружитель нарушения закономерности изменения коэффициента продуктивности четко показывает координаты аргумента ( срока эксплуатации скважины), когда характер изменения обнаружителя резко меняется. Именно в эти сроки происходит изменение интенсивности падения коэффициента продуктивности или параметров технологического режима работы скважины. Данный факт предопределяет необходимость и сроки проведения на скважине целенаправленной обработки для восстановления коэффициента продуктивности или изменения режима отбора жидкости из пласта. Преимуществом этого метода является возможность его применения и в тех случаях, когда динамика показателей эксплуатации скважин имеет сложный характер и определение сроков проведения ОПЗ логическим путем не представляется возможным. [7]
Для каждого расчетного элемента ( скважины) по технологическим показателям разработки проводится проверка целесообразности бурения и уточнения срока эксплуатации скважин. [8]
Напротив, при температурах мерзлых пород ниже - 5 С технически осуществимо отодвинуть начало протаивания за пределы срока эксплуатации скважины. [9]
Правильным было бы принять Н равной глубине скважины, однако при этом время достижения предельной конфигурации значительно превышает срок эксплуатации скважин. Для того чтобы оценить предельную конфигурацию за первые двадцать лет эксплуатации, достаточно взять Н на 5 м ниже слоя грунта с избыточной льдистостью. Тогда расчеты по формуле упрощаются без ущерба точности. [10]
Толщина стенок обсадных труб принимается максимальной 12 мм для скважин со сроком эксплуатации более 25 лет и минимальной 8 мм при сроке эксплуатации скважин до 10 лет. [11]
От состояния НКТ зависит эффективность работ, проводимых с по - мощью инструмента, спускаемого на проволоке ( тросе), в течение всего срока эксплуатации скважины. Несмотря на проводимый комплекс мероприятий по предотвращению механических повреждений, НКТ с течением времени изнашиваются. Их извлекают без страгивания с места посадки пакерующего устройства при помощи разъединителя колонны труб. При этом трубы извлекают без глушения скважины путем установки с помощью инструмента, спускаемого на проволоке, пробки в посадочном ниппеле над или под пакером. [12]
Как будет показано в главе III, при разработке многотша-стовых газовых и газоконденсатных месторождений на истощение можно регулировать степень внедрения контурных вод. При этом можно добиться такого характера обводнения пластов продуктивного горизонта, при котором обеспечиваются наименьшие потери газа в недрах и существенно удлиняются сроки эксплуатации скважин. [13]
Срок эксплуатации продукционных скважин, в которые после взрыва могут быть превращены восстановленные боевые скважины, составит 20 лет. Себестоимость добычи газа, подсчитанная с достаточной осторожностью, обеспечивает рентабельную работу промысла. [14]
Нормативных сроков продолжительности разработки газового месторождения не существует. Обычно срок эксплуатации скважин принимается 15 лет, но в действительности сроки действия как скважин, так и месторождения могут быть весьма различными. Так, если вблизи небольшого по запасам газового месторождения появляется крупный потребитель, продолжительность разработки может составлять 5 - 10 лет. Продолжительность разработки может составлять несколько десятилетий, например, таких месторождений, как Шебе-линское, Газлинское, Медвежье ( рис. 14), Уренгойское и др. Для месторождений, находящихся в суровых климатических условиях, потребуется 5 - 6 лет для создания и наращивания мощности по добыче и транспортировке газа до 50 млрд. м3 в год и выше, после чего последует длительный ( 10 - 20 лет) период постоянной добычи газа, а затем несколько лет длится период падающей добычи. [15]