Cтраница 2
Образование гидратиых пробок в гаэлифтных скважинах Правдинского месторождения обнаруживается не только в простое, но и при работе. [16]
Межремонтный период работы клапанов в условиях Правдинского месторождения составляет в среднем около трех лет. [17]
Таким образом, анализ геологопромысловых особенностей продуктивных пластов Правдинского месторождения позволяет сделать вывод, что все они обладают значительной неоднородностью, улучшение коллекторских свойств фиксируется вверх по разрезу, свойства нефти наиоборот ухудшаются в этом направлении. Площади залежей пластов БС5, БС6, БСв лишь частично совпадают в плане с площадями других залежей. Все перечисленное свидетельствует о значительной трудности проектирования раз-работки описываемого месторождения и выработки запасов нефти из каждой залежи. [18]
Как видно из табл. 2.6, попутный газ Правдинского месторождения можно охарактеризовать как жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа. [19]
Для более точного определения температуры по разрезу пород Правдинского месторождения была выбрана скважина 421, которая простаивала в ожидании обустройства в течение двух лет. Как видно из графика, до глубины400 м распределение температуры пород практически линейное. С глубины 400 м происходит отклонение изменения температуры от линейного аакош и температура отдается до 4 С. [20]
К горизонту БС6 приурочена основная залежь нефти на Правдинском месторождении. Залежь, вытянутая в меридиональном направлении, относится к типу пластовых, сводовых. [21]
Принципиальная технологическая схеш гаалифтного цикла, применяемого на Правдинском месторождении, представлена на рис. 1.2 1 Продукция нефтяных скважин поступает в сателли тную станцию, в функции которой помимо сбора жидкости из скважин, замера дебитов скважин по нефти, воде и газу входит осушка газа. Осушка газа производится в гликолевоы абсорбере тарельчатого типа. Газовый поток входит в абсорбер, где происходит отделение жидкости от rasa путем соприкосновения с гликолем. Гликоль с высоким содержанием воды собирается в гликолевый генератор, в котором происходят подогревание гликоля до температуры 1б7 С с целью испарения содержащейся в нем вода. Регенерированный гликоль охлаждается в амеевиковом теплообменнике и перекачивается насосом обратно в абсорбер. Осушенный газ направляется в систему низкого давления и далее на компрессорную станцию на прием компрессоров. [22]
Разница между пластовым давлением и давлением насыщения по продуктивным пластам Правдинского месторождения составляет 10 - 12 МПа. Пластовые давления в зоне отбора ( особенно пластов ВС5, БСа) быстро падают, что свидетельствует о развитии здесктттругошдо напорного режима. [23]
Необходимо доставить на скважину специальное оборудование, что в условиях Правдинского месторождения и подавляющего большинства месторождений Западной Сибири затруднено или зачастую практически невозможно и привело бы к длительному простою скважин. [24]
Расчет экономической эффективности от применения клапанов-отсекателей при кустовом бурении для Правдинского месторождения Глав-тюменнефтегаза [5] показал, что за год может быть добыто дополнительно более 134 тыс. т, нефти. [25]
Таким образом в результате произведенных измерений подтверждено наличие в разрезе Правдинского месторождения много-летнемерзлотных пород. Поэтому следует предполагать, что тепловой режим скважины определится не только происходящими в газожидкостном потоке физическими процессами, но и тепловым режимом, а также толщиной многолетне-мерзлотных пород. [26]
Впервые в отечественной практике в промышленных масштабах газлифтный способ добычи нефти осуществлен на Правдинском месторождении. [27]
В статье приведены результаты определений верхней и нижней границы образования гидратных пробок в гвзлифтных скважинах Правдинского месторождения. Отмечается, что интервалы существования гидратов совпадают с зоной аномалий температуры пластов в разрезе скважин. Описаны физические свойства гидратов и результаты лабораторных определений их свойства. [28]
В настоящее время накоплен некоторый статистический материал по вероятности безотказной работы подземного оборудования скважин в условиях Правдинского месторождения. Он показывает, что в наклонных нефтяных скважинах вероятность безотказной работы на 10 % ниже, чем в вертикальных. При одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной вероятность безотказной работы снижается на 4 и 20 - 25 % соответственно для вертикальных и наклонных скважин по сравнению с отбором жидкости из одного пласта. [29]
Проведенные технико-экономические расчеты по повышению давления в системе сбора нефти до 20 кгс / см2 в условиях Правдинского месторождения свидетельствуют о его высокой эффективности. [30]