Выключение - скважина
Cтраница 1
Выключение скважины производится тумблером ТПЬ Оно контролируется коротким звонком по цепи НЗ РП, НО ЭКМ или PC, ключ УП, так как размыкание ЭКМ или PC происходит после замыкания контакта РП. Ключ УП служит для включения скважины вручную и предотвращает постоянную работу звонка. [1]
Но технологическое экономическое выключение скважин может иметь характер аварийного и происходить в силу форсма-жорных обстоятельств при продолжительном резком снижении цены нефти на рынке. При этом существенно снижается предельная максимальная обводненность и все добывающие скважины, достигшие этой предельной и более высокой обводненности, выключаются из работы вместе со своими еще неотобранными извлекаемыми запасами нефти. При таком выключении скважин из эксплуатации происходят технологические потери - снижение текущего дебита нефти и текущих извлекаемых запасов нефти рассматриваемой нефтяной залежи. [2]
При технологическом выключении скважины выбывают из работы, выполнив свою технологическую функцию, отобрав свои промышленные извлекаемые запасы нефти. [3]
Таким образом, здесь для условий выключения скважин из эксплуатации или наоборот включения в эксплуатацию были даны методы определения прироста или потери текущей добычи нефти и начальных извлекаемых запасов нефти. Была показана зависимость предельной максимальной экономически рентабельной обводненности скважины с рыночной ценой нефти для нефтедобытчика-инвестора. [4]
Определение потери дебитов и запасов нефти при выключении скважин из работы / / Нефтепромысловое дело. [5]
Опыт разработки Поволжья также показал, что при выключении малообводненных скважин внешних рядов в сильно неоднородных пластах скважины стягивающих рядов не могут обеспечить эффективного дренирования их зон, вследствие чего остаются нефтяные целики. Эти принципиальные положения были подтверждены также опытом разработки месторождений в Татарии, Башкирии, Западной Сибири. [6]
При фиксированных условиях эксплуатации в первый безводный период расчетный дебит жидкости равен дебиту нефти, а во второй водный период дебит нефти линейно снижается, а расчетный дебит жидкости остается неизменным вплоть до выключения скважины из работы. Кстати, по фактической эксплуатации скважин, по соотношению весового и расчетного отборов агента определяют фактический коэффициент различия физических свойств; и по соотношению безводного накопленного отбора нефти и потенциально возможного накопленного отбора нефти определяют фактическую расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов или общую неравномерность вытеснения нефти агентом. [7]
Опытно-фильтрационные работы могут быть подразделены на следующие группы: 1) откачки жидкости из скважин в водоносных пластах; 2) наливы и нагнетания жидкости в скважины в водоносных пластах; 3) мгновенные изменения дебита скважин ( в частности, восстановление начального напора после выключения скважин); 4) весьма быстрые ( мгновенные) изменения давления в скважине; 5) создание гармонических колебаний давления или дебита в скважинах; 6) наливы и нагнетания в скважинах в неводоносных породах; 7) наливы и опыты инфильтрации в шурфах; 8) опыты с применением индикаторов. [8]
Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 - 50 %, а к концу III стадии достигает 90 - 95 % и более. [9]
Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что при объединении пластов без учета их нефтяной толщины, их среднего коэффициента продуктивности и удельного коэффициента продуктивности на единицу нефтяной толщины, их зональной и послойной неоднородности по проницаемости в отдельных случаях возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, что вместо ожидаемого увеличения среднего дебита нефти на скважину происходит его снижение, что приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов. [10]
 |
Изменение дебита пластов I ( / и II ( 2 в.| Переток ( в % к рабочему дебиту из пласта II в пласт I в скв. 1 после ее остановки ( модель № 3. [11] |
Представляет интерес изменение дебитов из пластов I и II в скв. Как и следовало ожидать, выключение скважины одного из пластов приводит к росту дебита в скв. [12]
Очевидно, что из-за отсутствия достаточно полной информации построение кривой в начальной стадии разработки сопряжено с более или менее значительными погрешностями. Из-за неоднородности пласта, нестрогой регулярности сетки выключение скважин в рядах происходит не синхронно, что делает сомнительным возможность применения чисто гидродинамического метода при построении кривой в первый период вследствие изменения режима системы. Отметим, вместе с тем, что в отношении нефтяных месторождений Азербайджана неоднократно подчеркивалась целесообразность проектирования их разработки в первом приближении при заданных дебитах. Дебиты, как показывает опыт конкретного проектирования, анализа, авторского надзора и самой практики разработки, в условиях своевременного заводнения могут быть предсказаны с достаточной точностью. [13]
Описанная выше методика учета характера работы скважин сравнительно трудоемка. В связи с этим была разработана более простая приближенная методика, позволяющая весьма просто учитывать выключение скважин при расчете процесса заводнения. [14]
Но технологическое экономическое выключение скважин может иметь характер аварийного и происходить в силу форсма-жорных обстоятельств при продолжительном резком снижении цены нефти на рынке. При этом существенно снижается предельная максимальная обводненность и все добывающие скважины, достигшие этой предельной и более высокой обводненности, выключаются из работы вместе со своими еще неотобранными извлекаемыми запасами нефти. При таком выключении скважин из эксплуатации происходят технологические потери - снижение текущего дебита нефти и текущих извлекаемых запасов нефти рассматриваемой нефтяной залежи. [15]
Страницы: 1 2