Cтраница 1
Возникающая аварийность скважин частично обусловлена сложностью геологического строения Южно-Каспийской депрессии. Например, вскрытие сильно увлажненных глин верхнего миоцена, а также мощных терри-генных пластов с АВПД приводит, как правило, к прихвату инструмента. Из 262 ликвидированных по техническим причинам скважин 91 имеет забой 4 5 км и более, а 151 - меньшие проектной глубины. [1]
Основываясь на анализе аварийности скважин, оборудованных полиэтиленовыми колоннами, можно сделать вывод, что большинство аварий колонны связано со сварными соединениями, так как при наличии нескольких нарушений колонны расстояния между ними кратны длине свариваемых отрезков. [2]
Логично встает вопрос: при какой аварийности скважин оказывается бессмысленным и вредным объединение многих нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект. [3]
Однако при прочих равных условиях географическое положение, аварийность скважин, трудоемкость обслуживания и ремонта, а также степень опасности труда при применении различного оборудования существенно влияют на условия труда операторов. [4]
При выделении многопластовых объектов обязательно надо учитывать: а - аварийность скважин и А - долю непродуктивных скважин применительно к однопластовым объектам. [5]
При выделении многопластовых объектов обязательно надо учитывать: а - аварийность скважин и Д - долю непродуктивных скважин применительно к однопластовым объектам. [6]
Одной из главных причин значительных материальных убытков в нефтедобывающей промышленности является высбкая аварийность скважин, связанная с обрывом насосных штанг. [7]
Это обстоятельство г условиях продольного растяжения обусловливает отвороты и слоны резьбовых частей труб и способствует росту аварийности скважин, последствиями которых являются трудоемкие и опасные яовияьные работы или разбурившие нового ствола е чажиш. Большинство несчастных случаев, приходящихся на зтот способ, происходит при подземном ремонте скважин. [8]
При выборе и при анализе эффективности того или иного способа при прочих равных условиях должны быть учтены возможная аварийность скважин, трудоемкость обслуживания и ремонта, а также степень опасности труда при применении различного оборудования. Существующая методика экономических расчетов по выбору способа эксплуатации обычно не учитывает их. [9]
Это обстоятельство в условиях продольного растяжения обусловли вает отвороты и сломы резьбовых частей труб и способствует росту аварийности скважин, последствиями которых являются трудоемкие и опасные ловильные работы или разбуривание нового ствола скважины. Большинство несчастных случаев, приходящихся на этот способ, происходят при подземном ремонте скважин. [10]
Результаты расчетов эффективности выделения многопластовых эксплуатационных объектов ( в зависимости от п - числа объединяемых пластов, а - аварийности скважин и Л - доли зон неколлектора и экономически нерентабельного коллектора) представлены в табл. 2.7. Для удобства рассматривался участок, содержащий по одному эксплуатационному объекту по проектной сетке 100 скважин. [11]
Результаты расчета эффективности выделения многопластовых эксплуатационных объектов ( в зависимости от п - числа объединяемых пластов, a - аварийности скважин и А - доли зон неколлектора и экономически нерентабельного коллектора) представлены в табл. 2.16. Для удобства рассматривался участок, содержащий по одному эксплуатационному объекту по проектной сетке 100 скважин. [12]
Следует отметить, что уязвимость объектов риска может участвовать в формуле ( 4) двояким образом. Так, если рассматривать аварийность скважин, то Ру есть вероятность того, что аномальная деформация ( максимальная интенсивность СД процессов) полностью выведет из строя скважину или участок нефтегазопровода. Если же рассматривать ситуацию, когда воздействие СД процессов на объект риска сводится к превышению над нормативным уровнем, то в этом случае РУ - это вероятность того, что СД процесс превысит по величине установленный норматив на допустимый уровень современной активности разломов, что приведет к необходимости затрат на проведение превентивных и профилактических работ. [13]
Следует отметить, что Западно-Туркменская СГД характеризуется неуплотненными глинистыми отложениями третичного возраста, сверхвысокими пластовыми давлениями, развитой сетью дизъюнктивных нарушений, грязевым вулканизмом. Поисково-разведочные работы на структурах Западной Туркмении проводятся в сводовых частях, наиболее разбитых тектоническими нарушениями, что вызывает аварийность скважин. Так, на структурах Гог раньдаг было намечено бурение семи глубоких скважин, но ни одна не дошла до глубины 4 км. [14]
Однако необходимо учитывать, что наблюдаемая высокая эффективность гидроразрывов ( увеличение дебита нефти в 3 - 5 - 10 раз) обычно связана с преодолением прискважинной сильнозасоренной и потому низкопроницаемой зоны нефтяных пластов, которая была засорена при бурении и эксплуатации скважин. К сожалению, часто применяемая технология эксплуатации такова, что после проведения гидроразрыва резко возросшая продуктивность пластов снижается в том же темпе, как снижалась до проведения гидроразрыва. Можно провести детальные расчеты и убедиться, что такая технология эксплуатации скважин вместе с проведением гидроразрывов с учетом некоторой аварийности скважин при гидроразрывах может привести к существенным потерям утвержденных извлекаемых запасов нефти. [15]