Время - простой - скважина
Cтраница 1
Время простоев скважин по этой категории составляет 1 24 % суммарного времени простоев всего скважинного фонда. [1]
Время простоя скважины сократилось, но затраты при этом могут возрасти. [2]
Если во время простоя скважины отмечается поступление сравнительно небольшого количества газа, вызывающего газирование раствора, что определяется во время промывки, установить величину пластового давления можно, исходя из давления на устье при закрытом превенторе. С этой целью следует хорошо промыть скважину с дегазацией выходящего раствора, чтобы устранить влияние посторонних факторов. После промывки устье герметизируют и ведут наблюдения за скважиной. Так как по мере всплывания поступающий из пласта газ не имеет возможности расширяться, то в нем сохраняется то давление, под которым он поступил в скважину. В хорошо герметизированной системе всплывающий газ сохраняет пластовое или близкое к нему давление. [3]
С увеличением времени простоя скважины в ожидании освоения после перфорации ( в некоторых случаях 2 - 6 мес) этот отрицательный эффект становится еще более значительным. [4]
Значительная доля времени простоя скважин приходится на ремонтные работы, которые в среднем занимают 2 - 3 % всего времени производительной жизни скважины. Это означает, что на ремонт каждой действующей скважины в среднем тратится до одного дня в месяц. [5]
Данные о времени простоев скважины учитываются на основе суточных рапортов бригад по добыче нефти. [6]
Уровень жидкости снижается также во время простоя скважины без циркуляции по организационно-техническим причинам. Резкое снижение уровня жидкости в скважине возникает из-за слома обратного клапана во время спуска обсадной колонны. При вскрытом газовом пласте слом обратного клапана, как правило, приводит к интенсивному выбросу и открытому фонтану. [7]
 |
Кривая дебитограммы. [8] |
Участок кривой А А соответствует времени простоя скважины для накопления жидкости. Участок кривой А - А2 соответствует времени откачки накопленной жидкости. Участок А2 - А3 соответствует периоду, когда уровень жидкости находится у. [9]
Экономическая эффективность от внедрения ИПАК за счет сокращения времени простоя скважин составляет около 300 руб. на 1 скважину. [10]
 |
График уменьшения отбора попутного газа. [11] |
Перевод скважин на автоматизированную периодическую эксплуатацию ведет к увеличению времени простоя скважины под накопление жидкости, что приводит к резкому снижению газового факт ора. На рис. 36 представлены кривые изменения дебита газа в процессе периодической работы скважины. Заштрихованная часть графика характеризует уменьшение отбора газа в цикле. В табл. 1 приведены данные, характеризующие сокращение дебита газа при автоматизированной работе. [12]
При этом разница по времени между Тк и Гф означает время простоев скважин, которое может объясняться разными причинами. При снижении ЛГ применяют соответствующие меры, обеспечивающие заданный отбор нефти. [13]
Толщина и прочность пробки зависят от условий, но всегда пропорциональны времени простоя скважины в ожидании ремонта. [14]
Предназначен для определения наличия потока жидкости со скважины на групповой установке, учета времени простоя скважины и выдачи сигнала аварии при исчезновении потока. [15]
Страницы: 1 2 3 4