Компрессорный период - эксплуатация
Cтраница 1
Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении - с 1987 г. Сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения. [1]
Исключается компрессорный период эксплуатации газоконденсат-ных залежей Следовательно, нет необходимости в строительстве до-жим ных головных компрессорных станций и можно обойтись более дешевыми водонагнетательными станциями. [2]
Завершающая стадия компрессорного периода эксплуатации газовых месторождений характеризуется низкими давлениями, небольшими дебитами, появлением пластовой воды в продукции скважин, отложением солей на забое, в НКТ, оборудовании скважин, шлейфах, образовании песчано-глинистых пробок на забое скважины. [3]
На месторождениях, вступивших в компрессорный период эксплуатации ( Уренгойское, Медвежье, Ямбург-ское), основную роль приобретают энергосберегающие технологии в добыче и транспорте углеводородов. [4]
Затраты на сжатие газа в компрессорный период эксплуатации залежей определяются из условия, что головные компрессорные станции располагаются на каждом месторождении. Могут быть и другие варианты размещения головных компрессорных станций в пределах газоносной провинции. [5]
Некоторые вопросы эксплуатации месторождения Медвежье в компрессорный период эксплуатации. [6]
Энерготехнологический комплекс крупного газоконденсат-ного месторождения при оптимальном обустройстве в компрессорный период эксплуатации обычно включает в себя несколько сотен скважин, десятки ТХУ, промысловый коллектор, ДКС, которые расположены на большой площади, технологически и информационно связаны между собой. Функционирование такой системы должно подчиняться требованию получения максимального экономического эффекта от эксплуатации промысла при условии удовлетворения всем ограничивающим технологическим и геологическим условиям эксплуатации промысла. Эту задачу должна решать автоматизированная система управления промыслом. Плановые объемы добычи газа и конденсата в этом случае определяются условием получения максимального экономического эффекта от эксплуатации промысла при сложившихся ценах на газ и конденсат, определяемых потребностью в этих продуктах народного хозяйства. [7]
 |
Схема обвязки компрессоргшх агрегатов на ДКС, оборудованной винтовыми и поршневыми компрессорами. [8] |
ДКС по сравнению с поршневыми компрессорами; 3) на конечном, длительном по времени компрессорном периоде эксплуатации при степени сжатия газа г2 выгоднее использовать одни поршневые компрессоры; 4) для промысловых ДКС желательны транспортабельные передвижные ГПА. [9]
Исходя из двух вышеприведенных решений по усовершенствованию технологической схемы подготовки газа на Уренгойском ГКМ, в компрессорный период эксплуатации предлагается их совмещенный вариант - осуществление процесса осушки при максимально возможном давлении и низкой температуре контакта. [10]
Именно вариант V транспорта газа от УКПГ до ГПЗ является наименее опасным в коррозионном и, соответственно, экологическом отношении и наиболее просто реализуемым в компрессорный период эксплуатации ОНГКМ. Однако важным условием его практического осуществления является определение коррозионного состояния ТП, эксплуатируемых на ОНГКМ уже более 20 лет. [11]
Опытно-промышленный турбодетандерный агрегат Т-3, раз-чютанный в 1967 г. в Украинском научно-исследовательском лституте природных газов, предназначен для работы в уста-овках комплексной подготовки газа высокой производительно-ти в компрессорный период эксплуатации месторождений. Корпус агрегата, таким образом, не имеет дольного разъема, что значительно улучшило технологич - j изготовления и герметичность агрегата. Для сопловых лопаток применен профиль Г: 6 - 25 ЦНИИ им. [12]
Существуют методы определения годового отбора газа из месторождения, фонда добывающих скважин, мощностей компрессоров на ДКС, длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов эксплуатации, пластового давления в конце компрессорного периода эксплуатации. Такие показатели служат исходными данными определения затрат на отбор газа и его подачу в магистральный газопровод. [13]
Для каждого месторождения можно методами оптимизации определить постоянный годовой отбор газа, число добывающих скважин, мощность привода компрессоров на ДКС, длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов эксплуатации, пластовое давление в конце компрессорного периода эксплуатации, при которых получают минимальные эксплуатационные затраты в процессе отбора газа и его подачи в МГ. [14]
При небольшой разнице между начальным пластовым давлением и давлением в начале МГ промысловые ДКС вводятся вскоре после начала эксплуатации газовой залежи. Продолжительность компрессорного периода эксплуатации в этом случае будет велика. [15]
Страницы: 1 2