Cтраница 2
Оптимальный режим работы скважины должен обеспечить ограниченный вынос песка и получение максимально возможного дебита нефти при наименьшем газовом факторе. [16]
Режим работы скважины должен обеспечивать ограниченный вынос песка ( не более 0 5 %) и максимально возможный дебит при минимальном расходе газа. [17]
Технологический режим по газоконденсатным скважинам разрабатывается на основе данных исследования методом установившихся отборов, при котором обеспечиваются максимально возможный дебит с минимальной затратой пластовой энергии и рациональные условия разработки месторождения в целом. Рабочий дебит по скважинам устанавливается в соответствии с месячным планом добычи газа по промыслу согласно утвержденному технологическому режиму работы скважин и не должен превышать максимально допустимый. [18]
Оценено влияние коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины из условия обеспечения максимально возможного дебита скважины, проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта. [19]
Нагнетательные скважины разрезающего ряда перед их освоением длительное время эксплуатируют фонтанным способом, как нефтяные, с максимально возможными дебитами. При появлении в зтях скважинах воды их осваивают как нагнетательные. Нагнетательную скважину внутриконтурного заводнения перед пуском длительное время промывают горячей водой, температура которой должна быть выше температуры плавления головных фракций парафина. Опробование скважины иа приемистость также должно проводиться с применением горячей воды. На месторождениях с высокопарафинистьши нефтями и высокой температурой их кристаллизации перед пуском нагнетательной скважины под закачку проводят закачку в нее 30 - 40 мэ горячего конденсата, который растворяет парафин и асфальтосмолнстые отложения в порах призабойной зоны пласта и создает леред фронтом нагнетаемой воды оторочку из тиаловязкой углеводородной жидкости, состоящей из конденсата и нефти. [20]
Таким образом, при использовании дифференциальных методов обработки кривые восстановления давления следует снимать после эксплуатации скважины на максимально возможном дебите. Кроме того, начальные точки ( через 20 - 30 мин) желательно в расчете не использовать. [21]
Технологический режим определяет условия акспдуд-тщии скважин, при которых на протяжении всего периода разработки месторождения из скважины получают максимально возможный дебит при оптимальном распределении потерь давления на пути движения газа из пласта в газопровод. [22]
ГКЗ) возможность практически полной добычи газа из любой залежи, с одной стороны, и целесообразность получения максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой. [23]
В связи с предполагаемым сооружением сверхмощных газовых скважин с дебитом 3 - 5 млн. м3 / сут необходимо определить максимально возможные дебиты, при которых обеспечивается режим их безгидратной эксплуатации. При малых и очень больших дебитах скважины температура газа может стать ниже равновесной температуры гидратообразования. Таким образом, существует диапазон допустимых дебитов скважины, при которых не происходит гидратообразование. [24]
В большинстве случаев после бурения все скважины, которые пробурены на нефтенасыщенную часть пласта, вначале эксплуатируются как добывающие с максимально возможным дебитом. Это необходимо для снижения пластового давления в окрестности таких скважин с целью снижения давления нагнетания воды после перевода скважины в разряд нагнетательных. По мере выработки запасов нефти в зоне расположения скважины она переводится под нагнетание воды. При разработке месторождений с рядной схемой расположения скважин все добывающие скважины нагнетательного ряда работают до появления в них нагнетаемой воды из соседних нагнетательных скважин. [25]
Перед освоением нагнетательных скважин, расположенных в этих разрезающих рядах, их длительное время эксплуатируют фонтанным способом как нефтяные скважины с максимально возможным дебитом. Когда пластовое давление в районе этих скважин снизится до минимально допустимого, часть скважин переводят под нагнетание воды в пласт. [26]
Определение границы интервала, содержащего значение расхода газа, необходимого для получения заданного дебита жидкости, если скважина не фонтанирует; если максимально возможный дебит скважины оказывается меньше заданного, то рассчитывают режим работы скважины с максимально возможным дебитом. [27]
При пробной эксплуатации разведочных скважин уточняются добывные возможности скважин, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов, эксплуатационные характеристики пластов ( коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т.п.) и изменения этих параметров во времени. [28]
Все это трудно поддается учету при проектировании выкидных линий и сборных коллекторов на вновь открытых месторождениях, поэтому приходится принимать какую-то среднюю температуру жидкости на устьях скважин при максимально возможных дебитах, предусмотренных проектом разработки. [29]
Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной жидкостью, и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом. [30]