Cтраница 2
При компрессорном способе эксплуатации скважин жидкость поднимается на поверхность под действием сжатого газа или воздуха, нагнетаемых в скважину. При данном способе эксплуатации скважин рабочий агент подают к нефтяным скважинам обычно под давлением до 5 - 8 МПа. Газ и воздух подают как поршневыми компрессорами, так и газомоторными, в которых газовый двигатель и компрессор объединены общей станиной и коленчатым валом. Помимо компрессорных цилиндров, эти компрессоры имеют силовые или двигательные цилиндры. Несчастные случаи могут произойти при обслуживании компрессорных станций, газовоздухораспределительных будок, газовоздухопроводов, а также во время установки, снятия и ремонта специальной арматуры устья скважины. [16]
При компрессорном способе эксплуатации скважин энергетические затраты определяют умножением среднемесячного расхода рабочего агента на его плановую стоимость. [17]
Широкому применению компрессорного способа эксплуатации препятствуют высокие затраты на сооружение компрессорных станций и системы газопроводов на территории промысл а, значительно возрастающие при увеличении расстояния между скважинами. [18]
Переводят скважины с компрессорного способа эксплуатации на эксплуатацию их электропогружными насосами. [19]
Переводят малодебитные скважины с компрессорного способа эксплуатации на глубиннонасосный. [20]
Эмульсии, образующиеся при компрессорном способе эксплуатации, отличаются прочностью. [21]
Для глубоких скважин, переведенных с компрессорного способа эксплуатации, отмечается также резкое сокращение затрат на энергию. По большинству скважин был получен прирост добычи нефти. [22]
Используются различные системы подъема жидкости при компрессорном способе эксплуатации, которые различаются только числом колонн насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, способом их расположения ( одна по отношению к другой) и направлением закачки рабочего агента. [23]
Порядок расчета колонн на прочность при компрессорном способе эксплуатации следующий. Длины секций определяют по формулам (4.48) - (4.50) В. Одновременно с расчетом длины каждой секции верхнюю трубу секции проверяют на избыточное давление. Методика расчета на осевую нагрузку, внутреннее и наружное давление, на спуск труб в клиновом захвате, критическую скорость движения флюида аналогична описанной выше. [24]
Компрессоры широко применяются на нефтяных промыслах при компрессорном способе эксплуатации скважин для сжатия газа или воздуха, при вторичных методах добычи нефти для нагнетания газа или воздуха в пласт и при сборе вакуумного газа. В данной главе рассматриваются компрессоры, работающие на газе. [25]
Методика расчета на растяжение аналогична расчету труб для компрессорного способа эксплуатации. [26]
Наибольшее внутренее и наружное давление на трубы при компрессорном способе эксплуатации зависит от пускового давления при освоении скважины. [27]
Как показало исследование работы колонн, нарушение устойчивости при компрессорном способе эксплуатации возможно лишь при критической скорости движения флюида. [28]
В свете этих факторов стоящая перед нефтяниками задача всемерного перехода с компрессорного способа эксплуатации на насосный требует широкого ознакомления их с проблемой повышения работоспособности штанг. [29]
В 1897 г. впервые в нефтедобывающей промышленности на бакинских промыслах начинает применяться компрессорный способ эксплуатации, предложенный и разработанный В. Г. Шуховым еще в 70 - х годах прошлого века. [30]