Основной фонд - скважина
Cтраница 1
 |
Схема штанговой насосной установки. [1] |
Основной фонд скважин нашей страны эксплуатируется скважинными насосами. Насосная эксплуатация нефтяных скважин возможна при самых различных условиях, например, при дебитах скважин от нескольких килограммов до сотен тонн н сутки. Для подъема нефти из скважин при такой эксплуатации применяют различные насосы и насосные установки. [2]
Основной фонд скважин в нефтяной промышленности эксплуатируется штанговыми скважинными насосными установками ( ШСНУ) в течение многих лет. Основным исполнительным элементом установки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является ключевой задачей для снижения себестоимости добываемой нефти. [3]
Основной фонд скважин нашей страны эксплуатируется глубинными насосами. [4]
Основной фонд скважин введен в эксплуатацию в 1966 - 1967 годах. Максимальный фонд скважин эксплуатировался в 1985 году, Характерной особенностью разработки 1У блока является отсутствие периода стабильной высокой добычи. [5]
Разбуривание основного фонда скважин планировалось завершить за 3 года, освоение системы заводнения - за 5 лет. [6]
Так как основной фонд скважин имеет достаточно высокую обводненность для последнего слагаемого уравнения (1.40) принимаем РСМРВ, а величину К рассчитываем как для потока воды. [7]
Так как основной фонд скважин имеет достаточно высокую обводненность для последнего слагаемого уравнения (1.40) принимаем рсирв, а величину К рассчитываем как для потока воды. [8]
Известно, что основной фонд скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируется механизированным способом ( 90 %), из них около 40 - 45 % оборудованы УЭЦН, с использованием которых добывается 55 - 60 % товарной нефти. Одним из основных показателей, характеризующих технический уровень и экономическую эффективность эксплуатации УЭЦН, является межремонтный период эксплуатации скважин ( МРП), который зависит от периода безотказной работы насосного оборудования. Увеличение наработки на отказ УЭЦН значительно снижает себестоимость добываемой нефти за счет уменьшения потерь добычи от простоя скважин ( средний дебит нефти по скважинам Самотлорского месторождения составляет 10 - 15 т / сут. [9]
Известно, что основной фонд скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируется механизированным способом ( 90 %), из них около 40 - 45 % оборудованы УЭЦН, с использованием которых добывается и 50 - 60 % товарной нефти. [10]
Известно, что основной фонд скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируется механизированным способом ( 90 %), из них около 40 - 45 % оборудованы УЭЦН, с использованием которых добывается 55 - 60 % товарной нефти. Одним из основных показателей, характеризующих технический уровень и экономическую эффективность эксплуатации УЭЦН, является межремонтный период эксплуатации скважин ( МРП), который зависит от периода безотказной работы насосного оборудования. Увеличение наработки на отказ УЭЦН значительно снижает себестоимость добываемой нефти за счет уменьшения потерь добычи от простоя скважин ( средний дебит нефти по скважинам Самотлорского месторождения составляет 10 - 15 т / сут. [11]
Известно, что основной фонд скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируется механизированным способом ( 90 %), из них около 40 - 45 % оборудованы УЭЦН, с использованием которых добывается 50 - 60 % товарной нефти. [12]
На месторождениях, где основной фонд скважин представлен высокопродуктивными скважинами и выбор диаметров НКТ и колонн определялся на основе максимальных ожидаемых дебитов ( Оренбургское, Гронинген и др.), ошибки из-за неучета разнодебитности незначительны. Однако при весьма неоднородном стро-ени-и продуктивного массива ( пластов) расчетный диаметр НКТ и эксплуатационной колонны, определенный исходя из максимальных дебитов, может оказаться экономически неоправданным. Теоретически более выгодно, дифференцировать скважины не только по диаметру НКТ, но и по диаметрам эксплуатационных колонн. Это возможно при расстановке на участках повышенной продуктивности пласта высокодебитных скважин увеличенного диаметра, а на участках с пониженной - низкодебитных меньшего диаметра. Но, как правило, разнодебитность скважин-связанная с расстановкой их в зонах ухудшенной и повышенной продуктивности пласта, выявляется только при разбуривании залежи и ОПЭ. Поэтому выбор рациональных диаметров НКТ целесообразно уточнять последовательно в два этапа. На первом этапе ( период ОПЭ) обосновывается разнодебитный макет месторождения с одним диаметром НКТ для всех групп скважин, на втором этапе ( период эксплуатационного разбуривания залежи) - с дифференцированными диаметрами НКТ и эксплуатационных колонн. Рекомендуемый порядок расчета дается на примере Вуктыльского месторождения. [13]
Необходимо отметить, что основной фонд скважин в АО Татнефть является старым. Поэтому сразу было предложено перед акустико-химической обработкой ПЗП производить перестрел интервала перфорации для обеспечения гарантированной гидродинамической связи пласта со скважиной, причем процесс перестрела увязывали с единой технологией акустико-химической обработки ( АХО) ПЗП. [14]
На этой стадии разбуривают основной фонд скважин и осваивают системы заводнения. Стадия заканчивается получением максимального уровня добычи нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4