Cтраница 1
Добывающий фонд скважин, оборудованных УЭЦН, по Северо-Даниловскому месторождению составляет 53 скважины. [1]
Эксплуатация добывающего фонда скважин месторождений Ноябрьского региона зачастую осложняется из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО) на внутрискважинном оборудовании. В АО Ноябрьскнефтегаз указанными осложнениями сопровождается добыча нефти на Вынгапуров-ском, Новогоднем, Карамовском, Вынгаяхинском месторождениях и на ряде скважин Суторминского, Холмогорского и других месторождений. [2]
Основную часть добывающего фонда скважин составляют скважины, оборудованные установками ЭЦН. [3]
Проектом разработки предусмотрена приконтурная система заводнения, добывающий фонд скважин состоит из 42 скважин ( 17 - в бездействии) и 11 нагнетательных скважин. Разработка объекта осуществляется с отставанием от проектных показателей. Это связано с перазбуреннсстью проектного фонда скважин, большим количеством бездействующего фонда добывающих скважин, низкими дебитами и высокой обводненностью выводимых из бурения новых скважин. [4]
Начальный период разработки характеризуется более бурным ростом добывающего фонда скважин, чем на Лазаревском месторождении. [5]
Текущий ремонт скважин - важнейший элемент производственной деятельности НГДУ, призванный поддерживать в работоспособном состоянии добывающий фонд скважин. [6]
Объект разрабатывается с более низкими, чем по проектным документам, показателями разработки, несмотря на то что фактический добывающий фонд скважин больше планового на две единицы. Отставание связано с тем, что дебиты добывающих скважин в среднем оказались ниже расчетных, недобурен фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой в два-три раза ниже проектной, неэффективна система заводнения. [7]
Знание состава и свойств пластовой жидкости и газа позволяет грамотно подходить к вопросам оценки и переоценки запасов нефти и газа, а также к вопросам проектирования и обустройства систем сбора и транспортировки нефти и газа и позволяет сэкономить значительные средства при эксплуатации добывающего фонда скважин механизированным способом за счет правильного подбора оборудования и увеличения срока его службы. [8]
Нефтяные месторождения Западной Сибири находятся в разработке с начала 70 - х годов прошлого столетия. Добывающий фонд скважин только Самотлорского месторождения составляет свыше 12 тыс. единиц. [9]
Объемы бурения на этих двух этапах намечаются при проектировании разработки. В процессе разработки пласта добывающий фонд скважин претерпевает изменения. С одной стороны, по мере выработки запасов нефти и роста обводненности скважины выводятся из эксплуатации, а с другой - постепенно добуриваются новые скважины: резервные и пропущенные по каким-либо причинам скважины основного фонда. Полное разбуривание залежи практически завершается к концу основного периода разработки месторождения. [10]
В процессе разработки месторождений с поддержанием пластового давления, в связи с резкой неоднородностью коллектор-ских свойств пород продуктивных объектов по мощности, зачастую имеют случаи неравномерного продвижения фронта вытеснения. Это приводит к преждевременному обводнению добывающего фонда скважин. [11]
Производственная мощность нефтегазодобывающих предприятий при наличии технологических схем и проектов разработки месторождений равна сумме годовых отборов нефти ( газа) по всем эксплуатируемым объектам. Если же в эксплуатации находятся месторождения, не имеющие проекта разработки, то производственная мощность определяется исходя из добывных возможностей добывающего фонда скважин. [12]
Методика лабораторных исследований основана на химической и термической деэмульсации наиболее широко применяемых способов обезвоживания промысловых нефтей. Несложные расчеты показывают, что концентрация ЖГ в сырой промысловой нефти на установках по подготовке максимально ( теоретически) может достигнуть 0 3 - 0 4 % при условии, что весь добывающий фонд скважин глушится при проведении ремонтов только обратной эмульсией. На наземных нефтяных коммуникациях происходит непрерывное разбавление откачиваемой ЖГ из одной или нескольких вновь пущенных в работу скважин продукцией всех других добывающих скважин. Поэтому обратные эмульсии многократно разбавляются и перемешиваются в объеме подготавливаемой нефти. Концентрация ЭС-2 в этой нефти, как показывают расчеты, достигает ничтожно малых значений ( 0 0005 - 0 002 %), а концентрация активных компонентов реагента ЭС-2 еще в 2 раза ниже. [13]
Увеличение количества капитальных ремонтов помимо роста фонда скважин обусловливается сложными условиями эксплуатации и ремонтных работ. Особенно это характерно для месторождений Западной Сибири, морей и континентальных шельфов, где ремонтные работы проводятся в трудных условиях. Наклонно-направленные скважины, составляющие значительную часть добывающего фонда скважин Главтюмен-нефтегаза, также осложняют процессы их ремонта. Сложность ремонтов, вызванная специфическими и климатическими условиями Западной Сибири, морей и шельфов, является одной из основных причин повышения таких важных показателей, как средняя продолжительность и средняя стоимость одного ремонта. [14]
Для целей контроля особую важность приобретает информация методами электрометрии, полученная на момент бурения скважин на длительно разрабатываемых участках залежей. Методы радиометрии являются инструментом, позволяющим осуществлять контроль добывающего фонда скважин в процессе их эксплуатации. [15]