Максимально допустимый дебит

Cтраница 2

Рабочий газлифтный клапан в каждой из скважин устанавливают в соответствии с заданным максимально допустимым дебитом нефти в данной скважине. На основании максимального q по индикаторной диаграмме скважины определяют забойное давление. Максимальное рабочее давление ввода газа задают предварительно, исходя из технических возможностей газокомпрессорной станции, на основе проекта разработки месторождения. Изложенные выше методики позволяют рассчитать длину участка ствола от забоя до рабочего клапана, потеря давления вдоль которого равняется разности забойного и рабочего давлений. Считают также, что заранее определено и фиксировано устьевое давление р, которое находят с учетом потерь давления в наземных коммуникациях и штуцерах. При этом используют методы расчета горизонтальных и наклонных трубопроводов, изложенные выше. [16]

Область применения фильтров. [17]

Выбор конструкции фильтра производят из условия, при котором его водозахватная способность ( максимально допустимый дебит жидкости через фильтр) превышала бы ожидаемый дебит скважины. [18]

Уровень надежности промысла в зависимости от величины теплого резерва ( для дтах д 2 млн. м3 / сут. [19]

На рис. 31 приведены зависимости целевой функции от величины теплого резерва для различных максимально допустимых дебитов. Минимум функции соответствует оптимальной величине резерва. Для д - 1 5 млн. м3 / сут ( рис. 31, а) оптимальный уровень резервирования равен топт 25 % при величине рабочего дебита 1 2 млн. мЛ сут. [20]

На основании исследований, проведенных совместно с работниками газопромысла, вместо утвержденного ранее максимально допустимого дебита 500 тыс. м3 / сутки газа скв. У-150 дает 900 тыс. м3 / сутки и более. [21]

При этом по мере износа насоса отбор жидкости уменьшается и средний отбор всегда меньше потенциального или максимально допустимого дебита скважины. Таким образом, процесс эксплуатации здесь не отличается от эксплуатации средне - и многодебитвых на - сосных скважин. [22]

Год / 365 дтах, - число скважин, необходимое для обеспечения запланированных отборов при работе с максимально допустимыми дебитами; ттеопт - оптимальная величина теплого резерва. [23]

Решая уравнение (6.117) совместно с уравнениями фильтрации газа к скважине (1.2) или (1.7), получим формулы для расчета максимально допустимого дебита газа О ( т) при безги-дратной работе пласта. [24]

Для решения задачи по определению оптимального резерва скважин и общего эксплуатационного фонда необходимы следующие исходные данные: годовой отбор газа, средний максимально допустимый дебит, уровень надежности скважин ( коэффициент готовности при отказах с восстановлением), коэффициент загрузки промысла, приведенные затраты на одну скважину и удельный ущерб на 1000 м3 недопоставленного газа. [25]

Если замена насоса производится не позже чем в конце периода постоянной по величине подачи, то отбор жидкости постоянно равен потенциальному или максимально допустимому дебиту скважины. [26]

Зависимость целевой функции ( величины ущерба от недопоставок газа от величины резерва скважин для дебита скважин q 1 млн. М3 / сут и коэффициента готовности К 0 9. [27]

Процент резервных скважин определяется по отношению к потребному фонду скважин, который обеспечивает заданную добычу при равномерной работе скважин в течение года с максимально допустимыми дебитами. [28]

Зависимость затрат от величины допустимой депрессии и диаметра лифтовых труб. Шифр кривых - величина допустимой депрессии в МПа. [29]

Таким образом, основными исходными величинами для расчетов являются годовые отборы из месторождения, начальные и текущие пластовые давления, допустимая депрессия на пласт либо максимально допустимый дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений. [30]

Страницы: 1 2 3 4