Высокий дебит - скважина
Cтраница 2
Для месторождений Ирана характерны высокие дебиты скважин - более 1000 т / сут ( Агаджари - 65000 т / сут), связанные с сильной трещиноватостью известняков, обусловливающих повышенный приток нефти в скважины. [16]
 |
Зависимость целевой функции ( величины ущерба от недопоставок газа от величины резерва скважин для дебита скважин q 1 млн. М3 / сут и коэффициента готовности К 0 9. [17] |
Характерной особенностью месторождения Медвежье являются высокие дебиты скважин. [18]
Другие месторождения Ирана также отличаются высокими дебитами скважин, что обусловлено очень хорошими коллекторскими свойствами трещиноватых известняков, обладающих большой пористостью и высокой проницаемостью. [19]
До выявления режима пласта не следует назначать высокие дебиты скважин во избежание нарушения естественного режима работы пласта и ухудшения условий добычи нефти. [20]
 |
Эксцентричная подвеска колонны насосно-компрессорных труб. [21] |
После снижения температуры ( достаточно продолжительное время) сохраняются высокие дебиты скважин. [22]
В странах Среднего Востока и особенно в Иране месторождения характеризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями. При семиступенчатой сепарации давления на ступенях равны соответственной-6; 3 5; 1 7; 0 7; 0 3; 0 15; 0 05 МПа. I ступень осуществляется, как правило, в непосредственной близости от скважины. Газ I ступени обычно сжигают в факелах. Остальные ступени ведут на центральном сборном пункте, пропускная способность которого составляет 20 - 25х хЮ3 т / сут по нефти. Сепарация, как правило, осуществляется в аппаратах горизонтального типа. [23]
До выявления режима пласта, как правило, не следует назначать высокие дебиты скважин во избежание нарушения естественного режима работы пласта и ухудшения условий добычи нефти. [24]
Так, по нижнеангидритовому горизонту наблюдается вполне определенная закономерность - получение более высоких дебитов скважин в присводовой части структуры, особенно в зонах наибольшего развития дизъюнктивных нарушений, и уменьшения их во всех направлениях к периферии, вплоть до полного отсутствия притоков газа. [25]
Первая стадия характеризуется ростом добычи нефти, незначительной обводненностью продукции и высокими дебитами скважин по району вследствие значительного числа крупных и средних нефтяных месторождений, вовлекаемых в разработку. В последнем году этой стадии достигается максимальный объем добычи нефти. [26]
Для месторождений Ближнего и Среднего Востока, а также Северной Африки характерны высокие дебиты скважин. Поэтому добыча указанных выше больших количеств нефти осуществляется относительно небольшим числом скважин. [27]
Другая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью пластового газа - высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. [28]
Однако в первые годы разработки месторождения производительность труда относительно низка, несмотря на сравнительно высокие дебиты скважин; более того, несмотря на постоянное довольно значительное снижение дебитов скважин по нефти, годовые темпы роста производительности труда в первые 5 - 6 лет разработки месторождения достигают 100 - 150 %, что в десятки раз больше, чем в последующие годы. [29]
Разработка крупнейших газовых месторождений Севера Тюменской области характеризуется большими годовыми отборами и поэтому несмотря на высокие дебиты скважин для обеспечения запланированных отборов требуется значительный эксплуатационный фонд скважин, порядка нескольких сотен скважин. [30]
Страницы: 1 2 3 4