Cтраница 2
Для определения дебита газовой скважины в стандартных условиях Ср ОД МПа и 20 С) в формулу (4.5) следует внести температурную поправку. [16]
В былое время дебит газовой скважины замеряли обычно на базе производительности открытого ( свободного) истечения газа из ствола скважины. [17]
В большинстве случаев дебит газовых скважин не следует закону Дарси, так же как в некоторых случаях и для нефтяных и водяных скважин. [18]
Аналогичным образом определяется минимально рентабельный дебит газовой скважины, при достижении к-рого ее дальнейшая эксплуатация становится нерентабельной. [19]
Задвижки для регулирования дебита газовых скважин применять не следует, так как они не приспособлены для этого. Длительная работа частично открытой задвижки приводит к истиранию запорного органа, и задвижка уже не может быть использована для закрытия газопровода. [20]
Дебитограмма характеризует распределение дебита газовой скважины по отд. Для ее построения используют разл. [21]
Задвижки для регулирования дебита газовых скважин применять не следует, так как они для этого не приспособлены. Длительная работа частично открытой задвижки приводит к истиранию запорного органа, и задвижка уже не может быть использована для перекрытия потока газа. [22]
Если фактором, лимитирующим дебит газовой скважины, является опасность прорыва в нее конуса подошвенной воды, то эксплуатация скважины должна вестись так, чтобы дебит ее был равен максимально допустимому, при котором вода еще не поступает в скважину. Образовавшийся при этом конус подошвенной воды практически ( если не учитывать общий подъем подошвенной воды, обусловленной водонапорным режимом) находится в стабильном положении. Такой дебит называется предельным безводным дебитом. [23]
Предназначен для дистанционного регулирования дебита газовых скважин. [24]
В системах автоматического регулирования дебита газовых скважин в качестве исполнительных механизмов используют штуцеры с пневмоприводами. [25]
Падение давления определяет падение дебита газовых скважин, что в свою очередь определяет потребное количество скважин для поддержания заданного уровня добычи газа из месторождения, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, время необходимого ввода в эксплуатацию компрессорных станций и пр. [26]
Таким образом, принятый нами дебит газовой скважины в 500 м31сек ( 43 2 млн. м / сутки) невозможен даже при самых неблагоприятных условиях открытого фонтанирования газовой скважины. [27]
Таким образом, принятый нами дебит газовой скважины в 500 ( 43 2 млн. м3 / су тки) невозможен даже при самых неблагоприятных условиях открытого фонтанирования газовой скважины. [28]
По мере истощения газовых месторождений дебиты газовых скважин уменьшаются. Условия же внедрения воды в залежь улучшаются, начинается обводнение скважин, а энергии для выноса воды может уже не хватать. [29]
К техническим факторам, ограничивающим дебиты газовых скважин, относятся следующие. [30]