Перевод - скважина
Cтраница 2
Перевод скважин на других объектах разработки осуществляется в соответствии с действующими положениями и инструкциями. [16]
Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем организации. [17]
 |
График уменьшения отбора попутного газа. [18] |
Перевод скважин на автоматизированную периодическую эксплуатацию ведет к увеличению времени простоя скважины под накопление жидкости, что приводит к резкому снижению газового факт ора. На рис. 36 представлены кривые изменения дебита газа в процессе периодической работы скважины. Заштрихованная часть графика характеризует уменьшение отбора газа в цикле. В табл. 1 приведены данные, характеризующие сокращение дебита газа при автоматизированной работе. [19]
Перевод скважин на автоматическую работу исключает ее из ведома диспетчера. В этом случае устройство местной автоматики управляет скважиной по технологическому режиму, зависящему только от изменения динамического уровня скважины. С помощью автомата определяется оптимальное время откачки жидкости в цикле, а в случае применения автомата с замкнутым циклом регулирования - и период накопления. [20]
Перевод скважин на раздельную эксплуатацию пластов не с начала разработки, а в оптимальное время дает экономию приведенных затрат в расчете на скважину до 6 тыс. руб. в год. [21]
Перевод скважин на механизированный способ эксплуатации в условиях месторождений Татарии имеет большое значение и с точки зрения повышения нефтеотдачи пластов. Отмечалось, что характерным для продуктивного горизонта девона основных месторождений Татарии является многопластовость и значительная послойная и зональная неоднородность коллекторских свойств. [22]
Затем перевод скважин насосного способа эксплуатации на фонтанный значительно сократился. [23]
 |
Схема разгрузки газлифтной установки. [24] |
Возможность перевода скважин после окончания периода фонтанирования на механизированный ( газлифтный) способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достижений в развитии нефтепромысловой техники добычи нефти. Скважину после бурения оборудуют газлифтными установками, в которых газлифтные клапаны заменены глухими пробками. После окончания фонтанирования для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки извлекают с помощью канатной техники и вместо них устанавливают газлифтные клапаны. [25]
Для перевода скважины на работу с плунжерным лифтом у низа лифтовой колонны устанавливают стационарные или резиновые трубные ограничители. [26]
Для перевода скважины на работу с плунжерным лифтом у низа фонтанной колонны устанавливают стационарные или резиновые трубные ограничители. Самоуплотняющийся плунжер ( см. рис. XI 1.6) состоит из корпуса, на который надеваются уплот-нительные элементы, прижимаемые к трубе пружинами, и шара, перекрывающего центральное отверстие. Плунжер типа летающий клапан ( см. рис. XII.7) состоит из втулки и шара. Плунжер для скважин с комбинированной колонной труб состоит из нескольких втулок по числу ступеней насосно-компрессорных труб. [27]
Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами без подъема насосно-компрессор-ных труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГХ. [28]
Возможность перевода скважин после окончания периода фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достижений в развитии нефтепромысловой техники. [29]
Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами без подъема насосно-компрес-сорных труб набором инструментов канатной техники из комплекте КИГХ. [30]
Страницы: 1 2 3 4