Рабочий дебит - скважина
Cтраница 1
Рабочие дебиты скважин превышают 2 млн. м3 / сут. Газ газовой шапки отличается повышенным содержанием углекислого газа и содержит конденсат. [1]
Рабочие дебиты скважин устанавливаются и уточняются по данным эксплуатации и последующих испытаний скважин. [2]
Рабочие дебиты скважин средние. Свободные газы метановые, обычно жирные, с низким содержанием азота и углекислого газа. [3]
Рабочие дебиты скважин колеблются в широкихпре-делах - от 2 до 1002 тыс. м3 / сут. [4]
 |
Западно-Октябрьское месторождение. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта. [5] |
Рабочие дебиты скважин невелики и составляют примерно 30 тыс. м3 / сутки. [6]
Рабочий дебит скважины, в зависимости от прочности и преницаемости пород, обычно не превышает 20 - 25 % от свободного дебита. [7]
Максимально допустимый рабочий дебит скважин, устанавливаемый в зависимости от устойчивости пород-коллекторов, исключающий разрушение пласта, уменьшается в процессе разработки месторождений. Приводимые в литературе ограниченные нормы выноса песка, не приводящие к разрушению пласта, на практике приводят к таким серьезным последствиям, что не могут быть рекомендованы для применения. Кроме того, в процессе эксплуатации прочность практически всех коллекторов снижается и наряду с подвижкой вышележащих пород приводит к деформациям или сломам колонн и НКТ. Наличие песка в струе нормально работающей скважины должно быть полностью исключено. Разрушение призабойной зоны не происходит при энергосберегающих дебитах. [8]
Определение рабочих дебитов скважин Чиренского газоконденсатного месторождения / / Газовое дело. [9]
Для этих месторождений рабочие дебиты скважин необходимо назначать с учетом специальных исследований, проводящихся противокоррозийной службой, и с применением соответствующих ингибиторов. [10]
Это достигается подбором соответствующих рабочих дебитов скважины, обеспечивающих температуру на устье выше равновесной температуры гидратообразования. Такое традиционное техническое решение оказывается согласованным с требованиями условий разработки сеноманских залежей крупнейших месторождений - Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и в перспективе - Бованенковского. Для технологически обоснованного использования методов поддержания безгидратного режима необходим детальный анализ тепловых процессов в скважинах. [11]
Далее через каждые 24ч изменяют рабочий дебит скважины и замеряют дебит и забойное давление. Полученное таким образом его значение близко к вычисленному на основе единственного измерения. [12]
За изменением забойного давления при рабочем дебите скважин наблюдают с целью выявления резервов добычи нефти, которые могут быть использованы путем увеличения депрессии, а также с целью предотвращения снижения забойного давления ниже установленного проектом предела, особенно в условиях интенсивного выноса песка или в случае эксплуатации залежи при забойном давлении меньшем, чем давление насыщения. [13]
С применением совместной эксплуатации значительно увеличились рабочие дебиты скважин, сократились затраты на раздельное освоение и уменьшилось число эксплуатационных скважин. [14]
ГИС; глубину залегания пластов; рабочий дебит скважины ( отдельно газ сепарации и нестабильный конденсат); глубину спуска НКТ; забойное давление на башмаке НКТ; диаметры эксплуатационной колонны и хвостовика в пределах вскрытого интервала; распределение С5 по разрезу продуктивной толщи в зоне размещения скважины; распределение пластовых давлений и температур по глубине. [15]
Страницы: 1 2 3 4