Вынос - механическая примесь
Cтраница 2
 |
Коррозионно-эрозионное поражение шара ( а и уплотнительного седла ( б крана-отсекателя.| Коррозионно-эрозионное поражение шибера задвижки. [16] |
При малых скоростях течения перекачиваемых сред происходит расслоение нефтяных эмульсий с образованием водного подслоя ( в случае системы нефтесбора), выносом механических примесей и их последующим осаждением на стенках труб. [17]
За счет глубокой депрессии на пласт ( разницы пластового и гидростатического давлений) происходит интенсивное движение пластового флюида в скважину с выносом механических примесей и других загрязняющих веществ, что значительно ускоряет процесс освоения скважины и снижает затраты на ввод ее в эксплуатацию. [18]
Причинами осложнения процессов добычи нефти являются: кривизна и профиль скважины, отложения солей Е промысловом оборудовании, АСПО, гидратов углеводородов; вынос механических примесей и коррозия оборудования. Отсутствие эффективных способов предупреждения v устранения осложнений приводит к удорожанию добычи нефти и нарушению экологического равновесия в окружающей среде. [19]
По данной технологии были оборудованы 15 добывающих скважин месторождения Каражанбас и 2 скважины месторождения Кенкияк, которые работают устойчиво, со значительным сокращением выноса механических примесей по сравнению со скважинами, не оборудованными гравийным фильтром. [20]
Причинами осложнения процессов добычи нефти являются: кривизна и профиль скважины, отложения солей в промысловом оборудовании, АС ПО, гидратов углеводородов; вынос механических примесей и коррозия оборудования. Отсутствие эффективных способов предупреждения и устранения осложнений приводит к удорожанию добычи нефти и нарушению экологического равновесия в окружающей среде. [21]
Описанные выше методы, являясь способами снижения забойного давления за счет уменьшения величины столба, выполняют и другую функцию: за счет интенсификации потока жидкости из пласта усиливается вынос механических примесей, что, в конечном счете, ведет к увеличению проницаемости. [22]
Стендовые испытания показали, что датчики изно-сового типа могут быть использованы как: 1) предохранительное устройство; 2) устройство, определяющее оптимальный де ит скважин по выносу механических примесей; 3) устройство, определяющее сроки капитального ремонта скважин. [23]
ВНИИКРнефть была разработана и испытана технология крепления призабойной зоны пескопроявляющих добывающих и паронагнетательных скважин полимерными составами, имеющими широкий температурный диапазон применения ( 20 - 260 С), обладающими достаточными прочностными и фильтрационными характеристиками и обеспечивающими ограничение выноса механических примесей скважинными флюидами независимо от степени обводненности добываемой продукции. [24]
 |
Изменение объема закачки воды по годам. [25] |
Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение нефтяных эмульсий с образованием водного подслоя ( в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Это приводит к язвенной коррозии. [26]
Средний вынос песка из скважины составил 0 022 г / м3 в интервале изменения величин от 0 до 0 147 r / MJ, так как все скважины работали в пульсирующем режиме выноса водопесчаной смеси, поэтому прямой связи дебита скважины с выносом воды и песка не прослеживается. Дальнейшими промысловыми исследованиями, проведенными в 1997 - 1999 гг., установлено, что вынос механических примесей и воды прогрессирует. В 1999 году уже более 41 % скважин работали с ограничениями дебита, а некоторые скважины само-задавливались из-за образования в интервале перфорации псевдоожиженной песчаной пробки. [27]
В первой главе выполнен анализ осложнений, возникающих при механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин. Основными факторами, осложняющими добычу нефти в Западной Сибири, являются большая глубина скважин, вынос механических примесей из пласта, обводнение залежей, высокое газосодержание нефти, наличие многолетнемерзлых горных пород. Наиболее сложной проблемой эксплуатации является изнашивание подземного оборудования на участках повышенной кривизны стволов. Нередки случаи полного износа соединительных муфт штанг и образования сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах. Кроме того, кривизна стволов, доходящая в отдельных случаях до 5 - 6 на 10 м, вызывает также заклинивание насосов, обрывы штанг и полет насосно-компрессорных труб. [28]
Для определения добывных возможностей и составления технологического режима работы скважин в 1999 году были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, выше которых начинается разрушение призабойной зоны. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0 16 до 0 4 МПа по зонам УКПГ, и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 01.10.99 года 449 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 185 скважин действующего фонда работают с выносом механических примесей. [29]
Большая глубина скважин ( около 3000 м) является причиной малых отборов жидкости из пласта, низкой эффективности технологии освоения скважин после бурения и ремонта. На продолжительность работы эксплуатационного фонда существенно влияет наличие интервала многолетнемерзлых пород. При таких низких температурах сложно обеспечить нормальную работу систем ППД, вынос механических примесей из-за слабой сцементированности породы пласта приводит к их накоплению и забиванию ими рабочих органов насосов ( УЭЦН, УСШН), осложнениям при освоении скважин. Как считают авторы [6, 7], во многих скважинах неправильно выбраны глубинное оборудование, режимы откачки и способы эксплуатации. [30]
Страницы: 1 2 3