Вывод - скважина
Cтраница 2
Потеря герметичности крепи скважины является одной из основных причин, приводящих к выводу скважины из строя. По имеющимся литературным данным на многих нефтегазовых месторождениях до 50 % фонда скважин находятся в ожидании ремонта. Это приводит, помимо других отрицательных последствий, к значительному искажению проектной плотности сетки скважин и, как следствие, потерям извлекаемых запасов нефти. В свете проблемы хаотического выбытия скважин из эксплуатации представляет интерес решение вопроса о приоритетности назначения выбывающих скважин на ремонтно-восстановительные и изоляционные работы. Остро назрела необходимость системного контроля технического состояния скважин. [16]
Анализ, проведенный по 139-и скважинам Суторминского месторождения, показал, что средняя продолжительность вывода скважины на режим после глушения традиционными ЖГ составляет 5 5 сут. Таким образом, по всем трем скважинам Суторминского месторождения получены положительные результаты. [17]
Необходимые мощности ( приемистости) скважин определены с запасом, то есть с учетом возможного времени вывода скважины на ремонт и профилактических работ на КНС. [18]
Глинистые растворы не обеспечивают нормальный процесс ведения работ при высокой температуре и выполнение заключительных работ по выводу скважины из бурения с максимальной продуктивностью в трещиноватых и раздробленных породах. [19]
Клапан-отсекатель спускают в скважину вместе с уравнительным клапаном типа КУМ1 и замком типов 13К, ЗНЦВ или ЗНЦВ1 после вывода скважины на заданный режим эксплуатации. [20]
 |
Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами. [21] |
Серийные обработки заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько разх интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок. [22]
Для определения затрат на добычу одной тонны нефти из малодебитных скважин в расчет не должна включаться часть условно постоянных затрат, которая при выводе скважины из эксплуатации будет отнесена на себестоимость добычи нефти из других скважин. [23]
Процессы разрушения цементного камня интенсифицируются при наличии в составе пластовых вод ионов Mg2, S042, СГ, НС03, H2S и др. и, как следствие этого, отмечается интенсивный вывод скважины из строя. Татарии, показал, что большинство пластовых вод агрессивно по отношению к крепи скважины и только наличие надежного цементного кольца удлиняет срок службы скважины. [24]
 |
Схема упаковки стержней магния в пачки при зарядке наконечников ( в поперечном сечении. [25] |
Серийные обработки представляют собой такой вид кислотной обработки, при котором интервал продуктивного пласта через короткие промежутки времени подвергается двух - и трехкратному воздействию одного и того же или разных видов кислотной обработки с целью вывода скважины на максимальную производите л-ь ность за короткий срок. [26]
Большая разница в удельных весах добычи за период водной эксплуатации скважин при разных соотношениях вязкости нефти и воды предопределяет разный подход к прекращению эксплуатации обводняющихся скважин. Ранний вывод скважин ( при обводнении на 80 - 90 %) наносит нефтеотдаче наименьший ущерб при соотношении вязкостей до 1, сравнительно монолитном строении и высокой проницаемости пластов. При неоднородном строении пластов и соотношении вязкостей 1 - 4 влияние вывода скважин с такой обводненностью на нефтеотдачу может быть существенным. При соотношении вязкостей более 3 - 4 раннее отключение скважин снижает нефтеотдачу весьма значительно. [27]
На боковых отводах фонтанной арматуры устанавливаются нужного сечения сменные втулки дросселя. Для вывода скважины на необходимый режим эксплуатации проверяется давление в трубах и в затрубном пространстве. [28]
Перед пуском скважины в эксплуатацию все запорные устройства должны быть открыты. После вывода скважины на необходимый режим эксплуатации регулируемый вариант дросселя можно заменить на нерегулируемый. Для чего узел штока с наконечником заменяют заглушкой, а насадку - втулкой с отверстием, соответствующим по площади кольцевому зазору между наконечником и насадкой. [29]
При малой производительности УЭЦН ( 10 - 20 м3 / сут) скорость движения потока жидкости в стволе скважины и насосе низкая и в местах наибольших изменений давления происходит образование отложений солей. После вывода скважины на плановый режим работы отложение солей происходит на рабочих органах насоса. В результате интенсифицируется износ рабочих органов насоса и, как следствие, появляется дополнительная вибрационная нагрузка. Вибрация способствует появлению негерметичности в торцевых уплотнениях, попаданию продукции скважины ( минерализованной воды) в полость ПЭД и выходу его из строя. В момент короткого замыкания обмоток ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД и ГЗ, что может вызвать разрыв диафрагмы. [30]
Страницы: 1 2 3 4