Cтраница 1
Компрессорный способ эксплуатации по существу является искусственным продолжением фонтанирования; нагнетаемые в скважину газ или воздух восполняют недостаток пластового газа и совершают ту же работу по подъему жидкости на поверхность, что и пла-стовый газ. [1]
Компрессорный способ эксплуатации применяется в районах, располагающих парком действующих компрессоров и высокодебит-ными скважинами, прекратившими фонтанирование, но имеющими высокие динамические уровни, допускающие компрессорную эксплуатацию. Показателями эффективности данного способа эксплуатации являются количество ( в м3) воздуха ( или газа), расходуемого на извлечение 1 т жидкости, и себестоимость нефти. [2]
Достоинствами компрессорного способа эксплуатации являются возможность отбора из скважин большого количества жидкости ( до 800 т / сутки), простота конструкции подземного оборудования, отсутствие движущихся частей в нем и простота регулирования дебита скважины. [3]
При компрессорном способе эксплуатации основная часть аварий ( 72 7 %) приходится на компрессорные станции, ГРБ и газопроводы, а остальная часть ( 27 3 %) - на эксплуатационные скважины. [4]
При компрессорном способе эксплуатации в результате того что в колонну подъемных труб закачивается газ, нефть и вода в про цессе подъема также интенсивно перемешиваются. При этом происходит окисление некоторых тяжелы: углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, при сутствие которых способствует увеличению прочности глобул эмуль сии. Наличие солей нафтеновых кислот способствует возникновениь и ускорению процессов окисления. [5]
При компрессорном способе эксплуатации особенно отрицательно влияет на указанное явление воздух, закачиваемый иногда вместо газа, так как образуется очень мелкая эмульсия и происходит окисление некоторых тяжелых углеводородов с образованием асфальтово-смолистых веществ, значительно уплотняющих образующиеся эмульсии. Наличие солей нафтеновых кислот, являющихся катализаторами, в значительной мере способствует и ускоряет процессы окисления. [6]
При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насосно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором - двухрядным. В двухрядном подъемнике колонны труб располагаются концентрически. По направлению нагнетания рабочего агента подъемники подразделяются на центральные и кольцевые. [7]
При компрессорном способе эксплуатации с поверхности подается в скважину энергия в виде сжатого воздуха или газа для подъема жидкости из нее. Задача заключается в регулировании подачи сжатого воздуха или газа в установленных пределах в соответствии с установленным режимом работы скважин. [8]
При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насосно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором - двухрядным. В двухрядном подъемнике колонны труб располагаются концентрически. По направлению нагнетания рабочего агента подъемники подразделяются на центральные и кольцевые. [9]
При компрессорном способе эксплуатации приближенный расчет забойного давления производится по формулам, применяемым при фонтанной эксплуатации. [10]
При компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. [11]
При компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый возух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( в м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [12]
При компрессорном способе эксплуатации, так же как и при фонтанном, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения. [13]
При компрессорном способе эксплуатации колонна НКТ подвергается как наружному, таг - и внутреннему давлению флюида в зависимости от конструкции. В этом случае необходимо учитывать действие осевой растягивающей и радиальной сжимающей нагрузок. [14]
При газлифтном компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый воздух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [15]