Cтраница 1
Высокие динамические уровни в скважинах, стабильные газовые факторы и высокие давления насыщения создают возможность работы с небольшим погружением и невысоким удельным расходом газа и позволяют применить бескомпрессорный способ эксплуатации на весь период разработки месторождения. Для этих целей предполагается использование высоконапорного газа с месторождения Русский Хутор. [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]
Из таблицы видно, что разрыв между минимальным и максимальным значениями расхода электроэнергии велик и объясняется величиной пластовых давлений в зоне отбора: там, где поддерживается высокое пластовое давление, следовательно, и высокие динамические уровни, удельные расходы электроэнергии низки. Но поскольку поддержание пластового давления на требуемом уровне тоже требует энергии, эти два фактора следует рассматривать во взаимосвязи. [3]
Если динамический уровень высокий, то FH может играть значительную роль. Высокие динамические уровни часто встречаются в периодически фонтанирующих скважинах, а также в скважинах, эксплуатирующихся непрерывным газлифтом. Высокие динамические уровни можно наблюдать в начальный период после перевода почти каждой скважины на глубиннонасосную добычу. [4]
Шкаповское нефтяное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления при высоких темпах закачки. В связи с этим многие скважины имеют высокие динамические уровни. Анализ показывает, что для откачивания жидкости из таких скважин потребный напор насоса Нн, необходимый для подъема определенного количества жидкости Qw. [5]
Наиболее характерный режим работы глубиннонасосных скважин - прием насоса открыт или оборудован газозащитным простейшим приспособлением. Как уже отмечалось, месторождения восточных районов обычно характеризуются значительными коэффициентами продуктивности, эксплуатируются при поддержании пластового давления, поэтому во многих скважинах отмечаются высокие динамические уровни. [6]
Если динамический уровень высокий, то FH может играть значительную роль. Высокие динамические уровни часто встречаются в периодически фонтанирующих скважинах, а также в скважинах, эксплуатирующихся непрерывным газлифтом. Высокие динамические уровни можно наблюдать в начальный период после перевода почти каждой скважины на глубиннонасосную добычу. [7]
Условия работы гидропоршневых насосных агрегатов в Башкирии не так разнообразны, как в Бакинском нефтяном районе. Существенно отличаются лишь условия работы агрегатов в скважинах девонских месторождений от условий работы их в скважинах угленосных месторождений, но и то главным образом лишь из-за различия в качестве нефти и величине газового фактора. Действительно, хотя глубина залегания продуктивных пластов месторождений этих двух типов отличается существенно ( у угленосных около 1000 м, а у девонских - 1500 н - 2000 м), глубина динамических уровней в скважинах месторождений обоих типов примерно одинакова, так как пластовое давление девонских месторождений поддерживается на высоком уровне при помощи заводнения. Наличие высоких динамических уровней позволяет обеспечивать большое погружение агрегатов в целях увеличения коэффициента наполнения, так как скважины девонских месторождений имеют большие газовые факторы. [8]
Во второй половине пятидесятых годов были начаты в небольшом масштабе опытные работы по изучению особенностей работы ГПНУ в восточных нефтяных районах. Первые установки были смонтированы в НГДУ Туймазанефть. Условия работы установок в этих районах резко отличаются от условий бакинского района. Наиболее общие и важные особенности восточных нефтяных районов, определяющие выбор оборудования и условия эксплуатации скважин: 1) редкая сетка размещения скважин; 2) суровый климат; 3) большое содержание парафина в нефти; 4) очень небольшое содержание механических примесей в нефти; 5) сравнительно высокие динамические уровни жидкости в скважинах. [9]
Во второй половине пятидесятых годов были начаты в небольшом масштабе опытные работы по изучению особенностей работы ГПНУ в восточных нефтяных районах. Первые установки были смонтированы в НГДУ Туймазанефть. Условия работы установок в этих районах резко отличаются от условий бакинского района. Наиболее общие и важные особенности восточных нефтяных районов, определяющие выбор оборудования и условия эксплуатации скважин: 1) редкая сетка размещения скважин; 2) суровый климат; 3) большое содержание парафина в нефти; 4) очень небольшое содержание механических примесей в нефти; 5) сравнительно высокие динамические уровни жидкости в скважинах. [10]