Глубиннонасосная добыча

Cтраница 2

Зависимость прямых удельных затрат от двух различных типов эксплуатационного оборудования. [16]

Оборудование первого типа более экономично при производительности выше 3 т / сутки и наоборот. Соотношения показывают, что при низких производительностях газлифт, например, более экономичен, чем глубиннонасосная добыча. [17]

В результате эмульгирования вязкость нефти возрастает в кратное число раз, еще более осложняя откачку высоковязкой нефти. В связи с этим возникает задача по определению фактической вязкости обводненной нефти в НКТ для расчета нагрузок на оборудование и проектирование глубиннонасосной добычи ВВН. [18]

Эксплуатация скважин в США характеризуется рядом особенностей, накладывающих определенный отпечаток на развитие отдельных методов борьбы с отложениями парафина. Прежде всего следует отметить, что на промыслах США преобладает глубиннонасосная добыча. Такой высокий удельный вес глубиннонасосной добычи сохраняется в США почти без изменения в течение последних 15 лет. [19]

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. [20]

Рост валовой продукции и добычи нефти не требует пропорционального изменения оборотных средств, равно как и падение добычи не должно влечь за собой соответственно сокращения оборотных средств. Применяемый иногда на практике метод определения оборотных средств в зависимости только от объема затрат непригоден при наделении средствами отдельного объединения. Причина такого положения заключается в том, что потребность в оборотных средствах промыслов зависит не только от себестоимости продукции, но и от числа скважин и способа их эксплуатации: два объединения, добывающих одно и то же количество нефти при различном соотношении фонтанной, компрессорной и глубиннонасосной добычи, нуждаются в различных нормативах и в неодинаковой сумме оборотных средств. При этом отклонения в плановых показателях по валовой продукции и себестоимости не позволяют установить в полной мере эту разницу. [21]

Процесс динамометрирования глубиннонасосных скважин переносными динамографами является трудоемким и требует затрат большого количества времени на переходы от скважины к скважине, на подготовку оборудования скважины к измерениям, что сопровождается остановкой скважины и, следовательно, потерей добычи нефти. Во время остановки скважины изменяются условия работы глубинного насоса: поднимается уровень жидкости в скважине за счет притока из пласта, дегазируется и опускается уровень жидкости в насосных трубах и пр. Поэтому после запуска станка-качалки необходимо выждать некоторое время для восстановления условий, бывших до установки динамографа. Если добавить к этому, что в работах по динамометрированию занято два человека, что при большом числе скважин составляет значительный штат обслуживающего персонала, трудно переоценить системы телединамометриро-вания, позволяющие с одного диспетчерского пункта промысла снять динамо-граммы без остановок станков-качалок, затрачивая на каждую из них 1 - 2 мин. Такие сигтемн телединамомстрнрсЕанпя можно рекимендовагь для нефтепромыслов с интенсивной глубиннонасосной добычей, где межремонтный период скважин невелик вследствие абразивного действия песка, выносимого с жидкостью, на подземное оборудование. Кроме того, телединамометрирование является одним из основных узлов системы комплексной автоматизации и телемеханизации объектов добычи нефти. [22]

Страницы: 1 2