Cтраница 2
Это означает, что при выбранных параметрах залежи и технологии эксплуатации скважин степень вскрытия газонасыщенного интервала практически не повлияла на конечный коэффициент газоотдачи. Но основным преимуществом этих вариантов разработки фрагмента является то, что 10 % - ный отбор в период постоянной добычи происходит без технологических осложнений работы скважин, т.е. увеличение интенсивности отбора газа не привело к снижению конечной газоотдачи. [16]
При промысловой подготовке газа углеводороды попадают в атмосферу при нарушении технологии эксплуатации скважин и технологических установок, продувке аппаратов, ремонте промысловых сооружений, в результате негерметичности аппаратуры, арматуры и КИП. [17]
Можно оптимистически предположить, что еще будут осуществлены новые усовершенствования технологии эксплуатации скважин и разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти дополнительно будут увеличены на 3 - 5 млн т, соответственно будут достигнуты и превзойдены официально утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти. [18]
Затем производится экономическая оценка проектных решений, решаются задачи техники и технологии эксплуатации скважин, намечаются объемы буровых работ, определяется план обустройства месторождения. [19]
На рис. I изображена общая принципиальная схема макетной установки по исследованию технологии эксплуатации скважины гидропоршневым насосом. В центральную трубу 3 подается подготовленная рабочая жидкость, которая, отработав в погружной части, смешивается с добываемой в нижней части межтрубного пространства. Скважина оборудуется специальной устьевой арматурой и задвижкой 4 с лубрикатором. Подводящие и отводящие трубопроводы прокладываются на поверхности земли с тепло-нагревательными элементами и изоляцией. [20]
Логично возникает вопрос: что надо сделать, как надо изменить технологию эксплуатации скважин, чтобы официально утвержденные извлекаемые запасы нефти были введены в разработку и отобраны. [21]
Поэтому на практике является необходимым на протяжении всего отбора газа соблюдать элементы технологии эксплуатации скважин, предусматривающие ограничение поступления пластовой жидкости в призабойную зону пласта. [22]
Эти уравнения позволяют учитывать динамику бурения и обустройства скважин, возможность целенаправленного изменения технологии эксплуатации скважин и осуществления технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов. Может быть множество самых различных изменений, лишь бы эти изменения были точно предсказуемыми, и тогда уравнения позволяют наперед определить конкретную величину времени компенсации - его конкретное численное значение. Повторяем: будут достоверные исходные данные - будут результаты расчетов, для конкретных данных будут конкретные результаты. [23]
Начальные извлекаемые запасы нефти увеличиваются за счет бурения новых скважин, при изменении технологии эксплуатации скважин ( увеличении их предельной обводненности), при увеличении соотношения извлекаемых запасов жидкости и нефти. Прирост извлекаемых запасов нефти на пробуренную скважину может уменьшаться при уменьшении эффективной толщины пластов разбуриваемых участков, при бурении новых скважин ради сгущения сетки. [24]
Некоторые из положений современных проектов разработки также еще полностью не соответствуют применяемой технике и технологии эксплуатации скважин или условиям рациональной разработки нефтяных месторождений. [25]
На многопластовых месторождениях на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния их разработки, возможностей техники и технологии эксплуатации скважин с учетом опыта разработки месторождений со сходными условиями и необходимости достижения высоких технологических и экономических показателей разработки по всем продуктивным пластам и месторождению в целом обосновывается выделение эксплуатационных объектов. [26]
ВНПИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин и условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин Ласточка для реализации этих технологий. [27]
ВНИИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин в условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин Ласточка для реализации этих технологий. Системами Ласточка были оборудованы более 40 скважин, они обеспечили нормальную работу скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству до окончания разработки Северо-Ставропольского месторождения в 90 - х годах. Системы Ласточка-73 успешно применялись на Газлинском и Шебелинском месторождениях. [28]
Официально утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти Ташлиярской площади могут быть достигнуты и превышены при соответствующем, вполне возможном, изменении технологии эксплуатации скважин. [29]
В заключение следует отметить, что пуск газлифтных скважин в работу при помощи пусковых клапанов - один из ответственных этапов технологии эксплуатации скважин, недостаточно надежен. [30]