Срок - эксплуатация - скважина
Cтраница 2
На уровень амортизационных отчислений в добыче нефти большое влияние оказывает как природный фактор ( величина запасов нефти), определяющий срок жизни скважин, так и принятая сетка разбуривания месторождения. В нефтяной промышленности установлен 15-летний срок эксплуатации скважин независимо от времени участия их в производственном процессе, поэтому имеет значение тот факт, что скважина, будучи полностью амортизирована, продолжает давать нефть, или, наоборот, амортизационные отчисления начисляются с ликвидированной скважины. [16]
При наличии в составе мерзлой толщи избыточно-льдистых прослоев и пластовых залежей льда не исключается возможность создания больших нагрузок на колонну. Отодвинуть протаивание на такое расстояние за пределы срока эксплуатации скважин не всегда удается без применения дополнительной теплоизоляции. Это относится в первую очередь к случаям, когда температура добываемого флюида достаточно высока, а начальная температура мерзлых порюд близка к О С. На рис. 30 показана зависимость радиусов протаивания от времени эксплуатации скважин Уренгойского месторождения. Кольцевое пространство за эксплуатационной колонной заполнено цементом до устья, пространство между подъемной и эксплуатационной колоннами - газом. [17]
Актуальной проблемой, связанной с охраной недр, является постоянный мониторинг фонда скважин и их своевременный капитальный ремонт. В частности, на многих месторождениях проблема увеличения срока эксплуатации скважин решается путем изменения конструкции скважин, подъема и наращивания цементного кольца за эксплуатационными колоннами, внедрения электрохимической защиты обсадных колонн, защиты обсадных колонн и НКТ нагнетательных скважин от внутренней коррозии, бурения скважин-дублеров взамен отработанных. Эти меры позволяют эффективно снижать аварийность обсадных колонн ( до 7 - 8 раз), исключать межпластовые перетоки по затруб-ному пространству эксплуатационных колонн, защищать их от коррозионного разрушения и в конечном счете сохранять качество пресных подземных вод в вышележащих водоносных горизонтах, предупреждать загрязнение геологической среды нефтепродуктами. [18]
Исследования, проведенные Л. А. Кашницким [17], показали, что на 1 января 1951 г. по нефтяной промышленности эксплуатационный фонд скважин в два раза превышал фонд скважин 10-летнего амортизационного периода. Введенные в 1954 г. новые нормы амортизации на реновацию предполагали 15-летний срок эксплуатации скважин. [19]
Различают два вида тампонирования: постоянное - с заливкой в скважину цементного раствора и временное - глиной и различными тампонами. Постоянное тампонирование проводят на длительное время, как правило, на весь срок эксплуатации скважины, и осуществляют теми же способами и средствами, что и при бурении скважин на нефть и газ. Временное тампонирование предназначено на срок испытания скважины для изоляции водоносных пластов или отдельных их интервалов. Тампонирование глиной находит применение при ликвидации неглубоких скважин с безнапорными водоносными горизонтами, а также при борьбе с поглощениями промывочной жидкости. [20]
Гравийный фильтр дает возможность в рыхлых, несцементированных породах иметь более расширенный забой скважины. Это увеличивает дренажную поверхность, повышает производительность, удлиняет фонтанный период и вообще срок эксплуатации скважины. [21]
Плотность закачиваемого в скважину тампонажного раствора обычно существенно колеблется в связи с неравномерной подачей цемента, воды, неравномерным смешением наполнителей и вяжущего, а также вовлечением воздуха при изготовлении раствора. Цементный камень, имеющий различные физико-химические свойства, по-разному сопротивляется внешним воздействиям в последующие сроки эксплуатации скважины. [22]
Они имеют меньшие размеры, чем компрессоры, небольшой вес ( от 50 до 100 кг), дешевы и могут быть установлены в любом месте. Один газовый эжектор, установленный между двумя скважинами, заменяет компрессорную установку мощностью 40 - 80 л. с. Срок эксплуатации скважин с помощью / газовых эжекторов обычно составляет от 4 до 6 лет, что дает значительную экономию энергии и капиталовложений. [23]
К фильтрам технологических скважин ПВ предъявляются следующие основные требования: 1) высокая стойкость материалов, из которыхизготовлен фильтр, к химически агрессивным средам; 2) повышенная механическая прочность в условиях горного давления и гидродинамических нагрузок; 3) высокая удерживающая способность - фильтр должен обеспечивать прохождение в скважину раствора, не содержащего песка. Это условие имеет большое значение на последующих стадиях переработки промышленных растворов; 4) сохранение работоспособности в течение всего срока эксплуатации скважины; 5) должна обеспечиваться необходимая площадь фильтрующей поверхности для пропуска требуемого количества раствора при допустимых входных скоростях и сопротивлениях; 6) возможность обеспечения быстрой замены или рем-онта; 7) небольшая стоимость фильтров и невысокая трудоемкость их изготовления. [24]
В настоящее время восстановление основных фондов производства осуществляется равномерно по годам за весь нормативный срок, независимо от производительности месторождений. Так, например, стоимость скважин восстанавливается в течение 15 лет по 100 / 15 - 7 % ежегодно независимо ни от срока эксплуатации скважин и ни от их производительности. При таком порядке распределения амортизационных отчислений нередки случаи, когда оборудование давно уже не используется, а стоимость его все еще не восстановлена. [25]
К - коэффициент продуктивности, м3 / ( сут - МПа); Нми - расстояние от устья до динамического уровня, м; Гэ - срок эксплуатации скважины, сут; Гпр - время простоя скважины до освоения, сут. [26]
ГлуШение скважины производить до появления технологической жидкости и в один прием. Давление закачки не должно - превышать 12 0 Мпа для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм ( 5 %), 10 0 Мпа - для 168 мм ( 5 / 8), 5 0 Мпа - для 144 мм ( 8) при сроке эксплуатации скважин не более 8 лет. Йрй сроке более 8 лет или после проведения изоляционных работ максимальное давление закачки должно быть на 25 % ниже указанных величин. [27]
При расчете обсадной колонны особенно важно определить величины действующих нагрузок. Необходимо учитывать динамику изменения сил. Например, если предположить, что буровой раствор плотностью 1150 кг / м3 находится с внешней стороны обсадной колонны при ее спуске в скважину, то эта величина будет меняться на протяжении всего срока эксплуатации скважины. Следовательно, расчеты величины давления разрыва при столбе бурового раствора плотностью 11 500 кг / м3 с внешней стороны обсадной колонны не приемлемы для всего срока эксплуатации скважины. Если первоначальная конструкция обсадной колонны разрабатывалась без учета запаса прочности, то любое изменение нагрузки может повлечь разрыв труб в случае утечки газа из НКТ в процессе добычи. [28]
 |
Осредненные кривые обводнения скважин семилукско-бурегского горизонта. [29] |
Основная добыча нефти за водный период эксплуатации ( 95 %) приходится на время работы скважины до достижения 80 % - ной обводненности. В период эксплуатации скважины с обводненностью 80 % и выше добыча нефти незначительная. Это связано в основном с тем, что большинство обводненных скважин имеют непродолжительный срок работы с обводненностью продукции 80 % и более. В среднем срок эксплуатации скважины с высокообводненной продукцией составляет 7 мес. [30]
Страницы: 1 2 3