Средний межремонтный период

Cтраница 2

Анализ результатов испытаний показывает, что до использования штанговых насосов с центраторами средний межремонтный период по этой группе скважин составлял 209 сут, после внедрения - 438 сут. [16]

Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосамиг составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонтный период работы скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается больше денег и времени и производить его сложнее. [17]

Последний собирается из НКТ, количество которых определяется временем дозирования химреагента в течение всего среднего межремонтного периода работы насоса. [18]

Эти показатели свидетельствуют, во-первых, о том, что применение ГПНА позволило в несколько раз увеличить средний межремонтный период эксплуатации скважин, сократить расходы на подземный ремонт и повысить k3, увеличив тем самым добычу нефти. Действительно, в среднем в течение одного года экономия времени на подземном ремонте по НГДУ превышала 100 ч по кажддй скважине, переведенной с эксплуатации ГШН. Потеря календарного времени на подземный ремонт скважин составляла обычно около 1 %; во-вторых, основной причиной неблагополучной работы установок и низкого k3 является наземное оборудование; на его ремонт затрачивалось времени значительно больше ( в среднем по 70 ч на скважину в год), чем на ремонт подземного оборудования установок ГШН. Кроме того, / сэ значительно снижался из-за простоев скважин в ожидании ремонта наземного оборудования. [19]

Эти показатели свидетельствуют, во-первых, о том, что применение ГПНА позволило в несколько раз увеличить средний межремонтный период эксплуатации скважин, сократить расходы на подземный ремонт и повысить & э, увеличив тем самым добычу нефти. Действительно, в среднем в течение одного года экономия времени на подземном ремонте по НГДУ превышала 100 ч по кажддй скважине, переведенной с эксплуатации ГШН. Потеря календарного времени на подземный ремонт скважин составляла обычно около 1 %; во-вторых, основной причиной неблагополучной работы установок и низкого k3 является наземное оборудование; на его ремонт затрачивалось времени значительно больше ( в среднем по 70 ч на скважину в год), чем на ремонт подземного оборудования установок ГШН. Кроме того, / еэ значительно снижался из-за простоев скважин в ожидании ремонта наземного оборудования. [20]

Межремонтный период погружных агрегатов составил ( по данным табл. 27) 146 5 суток, что значительно больше среднего межремонтного периода по скважинам с ШГН. [21]

Средний межподъемный период работы погружных агрегатов в скважинах глубиной около 1000 м промысла № 4 уже в период освоения нового метода эксплуатации был равен среднему межремонтному периоду работы скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами, а в середине 1961 г. превысил его вдвое. [22]

В 1959 г. средний межподъемный период работы по всем скважинам НПУ Туймазанефть, оборудованным гидропоршневыми установками, составлял 125 суток, в то время как средний межремонтный период работы таких же скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, составлял 50 суток. В нескольких скважинах межподъемный период работы погружных агрегатов составляет более года, а в некоторых достиг полутора и почти двух лет ( скв. Столь большой межподъемный период работы погружных агрегатов позволяет в некоторых случаях планировать подъем их для профилактического осмотра и ремонта на теплое время года, когда спуско-подъемные операции особенно легко выполнить. В зимние месяцы количество смен насосов можно свести к минимуму, существенно облегчив тем самым условия труда на промыслах. [23]

На промысле № 4 в 1961 г. средний межремонтный период работы скважин, оборудованных гидропоршневыми агрегатами, составил 270 суток, в то время как средний межремонтный период остальных скважин составляет 15 суток. [24]

Образцы-свидетели после 35 сут экспозиции в скв, 295 Ашитского участка Арлан. [25]

Так, например, осуществление процесса внутрипластового влажного горения на Ашитском опытно-промышленном участке Арланского месторождения привело к резкому обострению коррозионной обстановки [6], которую характеризуют высокая скорость коррозии ( более 6 мм и более 10 мм в год соответственно для стали марок 95X18 и 30X13), повышенная кислотность пластовой воды ( рН до 1 8), частые ремонты скважин из-за коррозионного разрушения глубинно-насосного оборудования ( средний межремонтный период работы скв. Важным и принципиально новым фактором явилась существенная закисленность пластовой воды, что связано с прорывом газов горения к скв. [26]

Основные данные о работе винтовых штанговых насосов приведены в табл. 4.7 и в целом характеризуют работу системы скважина - насос как удовлетворительную. Средний межремонтный период по трем скважинам составил 248 сут, т.е. соизмеримый со средним МРП по штанговым насосам; в целом по ОАО Оренбургнефть за 1997 г. - 277 сут; средний коэффициент подачи насосов составил 0 81, что можно назвать достаточно высоким результатом. [27]

Основные данные о работе винтовых штанговых насосов приведены в табл. 4.7 и в целом характеризуют работу системы скважина - насос как удовлетворительную. Средний межремонтный период по трем скважинам составил 248 сут, т.е. соизмеримый со средним МРП по штанговым насосам; в целом по ОАО Оренбург-нефть за 1997 г. - 277 сут; средний коэффициент подачи насосов составил 0 81, что можно назвать достаточно высоким результатом. [28]

Широкое применение штанговых насосных установок объясняется простотой их конструкции и надежностью работы поверхностного привода - станка-качалки и сопутствующего оборудования. Средний межремонтный период составляет 150 - 200 суток, в отдельных нефтегазодобывающих управлениях ( например, в НГДУ Арланнефть АНК Башнефть) межремонтный период достигает 400 суток. [29]

В настоящее время по данной схеме ( она названа автономной) работают 50 скважин. Средний межремонтный период УЭЦН составляет 400 CYTOK, За время эксплуатации УЭЦН в системе ППД каких-либо особых отказов не зафиксировано. [30]

Страницы: 1 2 3