Гипротюменнефтегаз
Cтраница 3
В последние годы опубликованы методические руководства по расчету движения газожидкостных смесей, разработанные ВНИИ, Гипротюменнефтегазом. [31]
В табл. 3 приведены величины потерь нефти на Самотлорском и Западно-Сургутском месторождениях, полученные в результате исследований Гипротюменнефтегаза. Как видно из таблицы, более 50 % потерь обусловлено некачественным разделением нефти и газа. Особенно велики ( 35 - 50 % всех потерь) потери от уноса бензиновых фракций нефти вместе с отсепарированным газом. На месторождениях, где газ не утилизируется, эти фракции сжигаются в факелах. [32]
На основании анализа состояния разработки месторождений, введенных в эксплуатацию в период, предшествующий девятой пятилетке, институт Гипротюменнефтегаз, Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений Министерства нефтяной промышленности выдали рекомендации по увеличению давления нагнетания на Ватинском, Западно-Сургутском, Советском, Правдинском, Мамонтовском и других месторождениях до 150 кгс / см2 против 100 - 130 кгс / см2, предусмотренных ранее технологическими схемами. [33]
Для объединения усилий необходимо сформировать региональную Программ 1 экологической безопасности освоения нефтяных и газовых месторождений Тюменской области ( исполнители Гипротюменнефтегаз, ТюменНИИгипрогаз, СибНИИНП, ЗапСиббурНИПИ, Тюменский областной комитет охраны природы) и представить ее на рассмотрение Администрации области и округов. [34]
Для подачи значительных объемов реагента на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях и на установках подготовки нефти институтом Гипротюменнефтегаз разработан блок реагентного хозяйства, который приспособлен для работы в суровых климатических условиях Западной Сибири. [35]
С 1967 г. по распределению работает в г. Тюмени, сначала в Тюменском филиале ВНИИСТа, затем - в институте Гипротюменнефтегаз. [36]
При определении капитальных вложений на приобретение оборудования, инструмента и инвентаря, не входящего в сметы, также использованы нормативы института Гипротюменнефтегаз. [37]
В заключение следует отметить, что экспериментальные расчеты, проведенные как с целью проверки моделей на адекватность моделируемому объекту, так и для изучения ее свойств, дали хорошие результаты, и в настоящий момент в институте Гипротюменнефтегаз ведутся подготовительные работы по использованию ее в перспективном планировании. [38]
ВНИИТнефть разработал глубинное устройство ГУКД-1 для измерения давления в установках с погружными центробежными насосами; ВНИИКАнефтегаз - серию глубинных дистанционных приборов для замера давления и дебита из пластов при одновременной раздельной эксплуатации с использованием погружных центробежных насосов; Гипротюменнефтегаз - глубинное дистанционное устройство с электрическим приводом для регулирования дебита пластов. [39]
В качестве сепараторов с предварительным сбросом свободной воды могут использоваться установки типа УПС ( установки с предварительным сбросом свободной воды) производительностью до 10 000 м3 / сут на рабочее давление 0 6 МПа ( 6 кгс / см2), а также трехфазный сепаратор производительностью 20 000 т / сут на рабочее давление 0 6 МПа ( 6 кгс / сма) конструкции Гипротюменнефтегаз. [40]
 |
Схема установки регулятора расхода воды на устье нагнетательной скважины. [41] |
Для замера расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, создано несколько типов расходомеров, устанавливаемых на устьях скважин. Институтом Гипротюменнефтегаз разработан датчик расхода шариковый марки РШ-4 ( рис. 46), работающий в комплекте с интегратором расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-П. Датчик расхода РШ-4 - объемный тахометрический. Протекающая в нем жидкость вращает шар со скоростью, пропорциональной измеряемому расходу. [42]
Понтоны в период эксплуатации служат техническим помещением и могут использоваться в качестве фундаментов. В суперблоках конструкции Гипротюменнефтегаза в нижней части размещается технологическое оборудование. Для буксировки суперблоков и выполнения транспортно-перегрузочных работ в передней и задней частях предусмотрены по три сцепных устройства, рассчитанных на нагрузку 750 кН каждое. Верхняя часть суперблока выполнена в виде каркасно-панель-ного здания и состоит из каркаса, стеновых и ограждающих панелей. [43]
Анализ скважин, пробуренных в 1965 г. и первой половине 1966 г., показал, что на проработки стволов скважины затрачивается в среднем 18 6 - 27 5 % времени механического бурения, а продолжительность промывки скважин вместе с проработками стволов составляет более 60 % времени механического бурения. В связи с этим Гипротюменнефтегазом были проведены лабораторные исследования и промышленные испытания по определению необходимых химических реагентов для обработки промывочных растворов и выявлению наиболее рациональных интервалов введения их в промывочные растворы. [44]
Широко распространены неметаллические покрытия для защиты от коррозии внутренней поверхности резервуаров для хранения нефти. По результатам работ, проводимых Гипротюменнефтегазом по изучению защитных свойств готовых химически стойких эмалей, лаков и красок, выпускаемых отечественной промышленностью, рекомендована краска ХС-720 ( оптимальная толщина покрытия 85 мкм) для защиты нефтепромысловых резервуаров. [45]
Страницы: 1 2 3 4