Газлифтный способ - эксплуатация
Cтраница 2
К недостаткам газлифтного способа эксплуатации следует отнести: высокие единовременные удельные капитальные вложения; относительно высокие удельные энергетические затраты на добычу жидкости. [16]
Особое значение приобретает газлифтный способ эксплуатации в районах Западной Сибири, где наряду с вертикальными скважинами имеется немало наклонных. Тяжелые климатические условия, высокий отбор жидкости способствуют широкому приме - нению газлифтной эксплуатации. [17]
Особое значение приобретает газлифтный способ эксплуатации в районах Западной Сибири, где наряду с вертикальными скважинами имеется немало наклонных. Тяжелые климатические условия, высокий отбор жидкости способствуют широкому применению бескомпрессорной газлифтной эксплуатации. [18]
Современное скважинное оборудование газлифтного способа эксплуатации также позволяет проводить ре-монтно - профилактические работы в скважине под давлением. [19]
Камко, когда на газлифтный способ эксплуатации будет переведен весь фонд скважин. [20]
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. [21]
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. [22]
В настоящее время на долю газлифтного способа эксплуатации приходится около 5 5 % общесоюзной добычи при фонде скважин, составляющем около 6 0 % от общесоюзного. Хотя удельная роль этого способа эксплуатации остается малой, значение газлифта из года в год увеличивается и будет расти в дальнейшем. [23]
Удельные капиталовложения и фондоемкость при газлифтном способе эксплуатации, как уже отмечалось, могут быть уменьшены при условии размещения компрессоров на групповых установках. Высокая стоимость основного оборудования компенсируется длительным сроком его эксплуатации, в 3 раза превышающим срок службы оборудования при насосной добыче нефти. [24]
 |
Изменение удельного расхода газа по годам. [25] |
Одним из основных показателей при газлифтном способе эксплуатации является удельный расход газа на 1 т нефти или жидкости. За последние несколько лет этот показатель неуклонно растет вверх, тем самым увеличивая себестоимость добычи нефти газ-лифтным способом. [26]
Металлоемкость на промысловое обустройство месторождений при газлифтном способе эксплуатации может быть существенно снижена применением автономных моноблочных газомотокомпрессоров, размещаемых на групповых установках. По данным института Гипроморнефть, при монтаже компрессоров на групповых сепарационных замерных установках по сравнению с вариантом строительства центральных компрессорных станций уменьшаются капиталовложения на 46 %, эксплуатационные затраты почти в 2 раза, а себестоимость компримированного газа в 1 6 раза. [27]
При наличии значительных отборов жидкости указанным требованиям отвечает газлифтный способ эксплуатации. В практике газлифтной эксплуатации подобная технология ранее не применялась и была впервые разработана на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений МИНГ им. [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]
Наиболее эффективным в настоящее время можно, видимо, считать газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин, требующий строительства большого числа компрессорных станций и газопроводов высокого давления. Большие работы предстоят по утилизации попутного газа; планируется ввести в действие четыре новых газоперерабатывающих завода общей мощностью 4 млрд. м3 газа в год и обеспечить его транспорт к потребителям. [30]
Страницы: 1 2 3 4