в каком случае проводят корректировку цикла замера гзу

13.07.202218.07.2022 admin 0 Comments

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Расхождения замеров ГЗУ (тех.режим) и коммерческого узла учета ( УПН)

Коллеги, доброго времени суток

Хотел услышать ваше мнение. В чем основные тривиальные причины расхождения замеров и нужно ли заморачиваться с поправочным коэффициентом? То есть как регламентирован данный вид расхождений на уровне компаний и/или государства?

Офисный Планктон, к самим АГЗУ есть вопросы к достоверности замеров? Потом, большой ли у вас % периодического фонда скважин, как по нему считаете ТР.

А так случаи с >20% встречались, но вроде в основном это было связано с незаконными врезками в 00-ых.

Расхождение по жидкости в каких пределах? Если в % совпадает с отклонением по нефти разбираетесь с АГЗУ, сделайте контрольные замеры, если замерная жидкость по скважинам бьется с парком посмотрите как обводненность замеряется и согласовывается в рапортах.

Это при условии, что налево нефть не уходит, но если компания крупная, думаю сейчас это очень маловероятно.

Есть только одно объяснение расхождений: корректность замеров АГЗУ.

При подсчета априори доверяют коммерческому узлу учёта (на них погрешность редко превышает 0,25%, плюс там просто идеальные условия измерения), а значит все расхождения списываются на АГЗУ и потери при транспортировке («мертвый остаток», порывы). В АГЗУ замер проводиться редко (дай бог 1-2 раз в сутки), насколько стабильно она работает между замерами никто толком не знает (пачку воды или газа плюнет и т.д., скважины стабильно работают очень редко), плюс тот радкий замер может быть и не корректный. В тоге погрешность в +/- 5% норма, в остальном нужно разбираться предметно, конкретно. 20% не может быть однозначно.

Точнее может быть, но тогда либо порыв, либо неисправно оборудование (и тогда геолого-технологическая служб цеха зря ест свой хлеб), либо это кому-то нужно (в крупных предприятиях могут между цехами добычи перебрасывать или цеховики не хотят показывать реальные потери и просто рисуют замеры).

Есть только одно объяснение расхождений: корректность замеров АГЗУ.

Автор не уточнил есть ли у него расхождение по жидкости и какой его размер, поэтому однозначно валить все проблемы на АГЗУ тоже нельзя.

Расхождения между замерами и коммерческим узлом будет всегда в пользу замерных. Что бы долго не объяснять, приведите условия (температуру и давление) для первого и второго случая, сопоставьте ее с PVT и сделайте выводы. Можно самостоятельно провести эти вычисления, можно использовать софт. Например в Prosper есть колонки с добычей нефти, водя и газа приведенных в стандартные условия.
Если есть вопросы по точности замеров на АГЗУ, то подайте заявку в КИП, пусть сделают ревизию.
В любом случае, это каждодневная ответственность технолога (или production engineer) по валидации замеров по скважинам: давления, температуры, режим работы ГНО + Nodal analyse.

Как-то делал работу по небольшому месторождению.
Там все дело было в газе.
По пласту с высоким ГФ АГЗУ завышало замер на те самые 20%.
После ввода поправок на газ замеры сбились с точностью до суммы погрешностей АГЗУ+узел учета.

Источник

Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) Условные обозначения: + правильный ответ

Название	Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) Условные обозначения: + правильный ответ
страница	2/4
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство ремонт > Документы

+не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин

+должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры и давления.

+средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ.

+иметь возможность оперативной проверки.

Какой тип ГЗУ применяется для замера дебита скважин по жидкости от 5-10 куб.м/ сут. :

+»Спутник АМ», «Спутник Б»

-«Спутник АС», «Спутник С».

-Установка » Квант «, «Спутник АС», «Спутник Б».

-ГЗУ » Дельта», «Спутник АМ», «Спутник Б».

-ГЗУ » Альфа», «Спутник АМ», «Спутник Б».

В каких температурных режимах эксплуатируют ГЗУ?

Диапазон измерения расхода жидкости установки типа «Спутник АМ»

Регулятор уровня обеспечивает качественный замер за счет чего:

-турбулентного режима движения жидкости через счетчик.

-циклического прохождение жидкости через счетчик в пульсирующем режиме.

-постоянство уровня жидкости в емкости.

-давление газа в емкости.

+циклического прохождения жидкости через счетчик с постоянными скоростями.

Предел измерения по жидкости на установке » Спутник Б» составляет:

Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком ТОР составляет:

Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут счетчиком СКЖ составляет:

Какова периодичность проверки цикла замеров ГЗУ :

Периодичность корректировки циклов замеров ГЗУ проводят в следующих случаях при:

+недостоверности получаемых замеров

+вводе и выводе скважин из эксплутационного добывающего фонда

+изменении режимов отбора из скважин.

+изменении системы нефтесбора.

В каких случаях увеличивают время замера дебита скважин на ГЗУ?

-при уменьшении дебита скважины.

-при получении недостоверных данных.

-по указанию начальника ЦДНГ.

+при большом разбросе получаемых замеров

-при увеличении дебита скважины.

Какое новое ГЗУ применяется в ОАО » Татнефть» для замера продукции скважины с дебитом жидкости от 0,001 до 120 куб.м/сут.?

-» Спутник АМ» с счетчиком «СКЖ».

-» Спутник АС» с счетчиком «СКЖ».

-» Спутник Б » с счетчиком «ТОР».

+ГЗУ » Дельта» с счетчиком «СКЖ»

-ГЗУ » Дельта» с счетчиком «ТОР».

— при высоком газовом факторе жидкости.

— для оперативного контроля высокодебитных скважин.

— при выходе из строя счетчика на ГЗУ.

+ для оперативного индивидуального контроля малодебитных скважин

— при большой обводненности.

Какова периодичность передачи информации при автоматической системе контроля, с дебитом скважины менее 5 куб.м/сут.?

Увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на его приеме на:

Какой ингибитор парафиноотложения применяется в ОАО «Татнефть»:

При отклонении оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12о искривление ствола скважины не должно превышать на 10 м:

При вязкости жидкости до 90 мПа*с рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень:

Частота качаний цепного привода ЦП-60-18-3-0,5/2,5 находится в пределах:

Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих верхний девон:

Какая группа посадки (по стандарту АНИ) рекомендуется в случае откачки высоковязкой продукции:

Обычный вес тяжелого низа колонны насосных штанг для условий ОАО «Татнефть» находится в интервале:

Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих нижний карбон:

Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих средний карбон:

Фиксированная длина хода цепного привода ЦП-60:

Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 90-180 мПа*с:

Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 180-350 мПа*м:

Условно вертикальными принято считать скважины с углами наклона не более:

Теоретическая подача насоса с условным размером 175 при длине хода 3 м и 1 качании

На нагруженность колонны штанг для насоса условного размера 175 оказывают влияние:

+Ндин и rжид и Р буф

-Крутящий момент на валу редуктора СК

В целях снижения вероятности обрыва штанговой колонны при сохранении отбора жидкости рекомендуется :

-Уменьшить диаметр насоса и увеличить число качаний

-Увеличить диаметр насоса и уменьшить длину хода

-Увеличить число качаний и уменьшить длину хода

-Уменьшить число качаний и диаметр насоса

+Увеличить длину хода и диаметр насоса, уменьшить число качаний.

При внедрении новых подвесок штанг не рекомендуется :

-Оснащать штанги скребками-центраторами

+Составлять подвеску из штанг разных марок стали и видов термообработки, но одной группы прочности

-Составлять многоступенчатую колонну штанг

-Производить спуск штанг со скоростью более 0.2 м/с

-Укладывать штанги на мостки более 2х рядов.

Работа УШСН считается нормальной если коэффициент подачи высоко и средне дебитных скважин находится в пределах:

Стандартная длина плунжера составляет :

+4 фута плюс 3 дюйма

-4 фута плюс 5 дюймов

-4 фута плюс 2.25 дюйма

Основное отличие в принципе работы вставного насоса от трубного:

-Отсутствует сегрегация фаз

-Уменьшены сопротивления в нагнетательном клапане

-Потери хода за счет растяжения сжатия НКТ и штанг уменьшены

-Меньший объём «мертвого пространства»

Основным критерием при подборе привода УШСН является :

+Дебит скважины, глубина спуска

Длины цилиндра и удлинителей выбираются исходя из :

-Общей длины насоса

+Хода плунжера с учетом растяжения сжатия штанг и НКТ

-Глубины спуска насоса

-Длины полированного штока

Наиболее широко применяются в ОАО Татнефть насосы типа:

Допустимое приведенное напряжение в штангах для УШГН с насосом 44 мм составляет:

-Да, при известной компоновке штанг

-Да, при числе качаний менее 5

-Да, при длине хода менее 3 м

Какая минимальная глубина погружения ЭЦН под динамический уровень:

+которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,15-0,25;

-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не меньше 0,01-0,02;

-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,35-0,45;

Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности больше 50% составляет (см/с):

Потери напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока зависят от:

-диаметра труб и дебита жидкости;

-диаметра труб и глубины подвески насоса;

+диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и свойств продукции скважины;

-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и мощности погружного двигателя;

-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости, свойств продукции скважины и мощности погружного двигателя.

При подборе УЭЦН для нефтяной скважины возможно следующее допущение:

+коэффициент продуктивности скважины имеет постоянное значение;

+инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром;

+пластовое давление в районе скважины имеет постоянное значение;

+обводненность продукции скважины имеет постоянное значение;
?

Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности меньше 50% составляет (см/с):

На какую глубину спускается шаблон при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН?

-На глубину установки насосного агрегата;

-До зоны перфорации.

Какой длины должен быть шаблон, при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН?

На каком расстоянии от устья скважины оборудованной УЭЦН, устанавливается станция управления и трансформатор?

На какой высоте подвешивается на мачте подъемного агрегата кабельный ролик?

С какой скоростью разрешается спуск УЭЦН?

При прохождении УЭЦН через участки кривизны, с темпом набора более 30 минут на 10 м, скорость спуска должна быть?

На каком расстоянии от муфты НКТ устанавливаются монтажные хомуты кабеля УЭЦН?

Через сколько метров, при спуске, производится измерение сопротивления кабеля?

+Через каждые 300 м;

-Через каждые 100 м;

-Через каждые 1000 м;

-Через каждые 500 м;

При какой величине сопротивления изоляции требуется прекратить спуск УЭЦН?

Какой диаметр шаблона необходимо использовать для проверки проходимости эксплуатационных колонн для группы установки насос ЭЦНМ6 ПЭДУ 123В5:

Какой минимальный внутренний диаметр обсадной колонны необходим для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5:

Какой максимальный диаметр УЭЦН для группы установки насос ЭЦНМ5А ПЭД 117ЛВ5?

Для эксплуатации скважин с УЭЦН существуют схемы обвязки:

-в зависимости от климатических условий

-в зависимости от Т0 и Р

-в зависимости от рельефа

-в зависимости от производственной необходимости

Источник

Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) с ответами

В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения:

По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:

-учитывающий утечки в НКТ;

-учитывающий утечки в насосе;

-характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;

+учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;

В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет:

-площадь сечения цилиндра насоса;

+площадь сечения плунжера насоса;

-площадь сечения обсадной колонны;

-средняя площадь сечения насосных штанг;

-площадь сечения НКТ.

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:

+не менее 6 диаметров каната;

-не менее 5 диаметров каната;

-не менее 4 диаметров каната;

-не менее 3 диаметров каната;

-не менее 2 диаметров каната;

Требования к ограждениям движущихся частей СКН;

+высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;

В группу малодебитных скважин входят скважины:

-С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

-С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м.

-С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

+С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м.

-С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти:

Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:

К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает:

С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых:

-Прием насоса на глубине до 300м

+Прием насоса на глубине до 450м

-Прием насоса на глубине до 450-1350м

-Прием насоса на глубине до 1350-1500м

-Прием насоса на глубине до 1500-1600м

Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:

Пластовая температура среднего карбона составляет:

Освоение скважин проводится в режимах:

-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом

-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом

+непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом

-циклическом ручном, циклическом автоматическом

-непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом

Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне:

Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:

-скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин

-скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин 0,8Нпн

+скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин 0,8Нпн

Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:

+плотностью жидкости глушения

-коэффициентом продуктивности скважины

Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:

-периодической отбивкой динамических уровней

+замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней

-периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы

Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:

Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:

-каждый час по технологической карте

+в течение часа и по последнему изменению Ндин

-до снижения Ндин до Нпн

-после установки Ндин

+Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта.

+Продукты коррозии и АСПО.

+Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин.

+Остатки цементного раствора.

-Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека.

+Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке.

-Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны.

-Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях.

-Не образующие высоковязких эмульсий.

+После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток).

-Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток)

-Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ.

-При перекрытии шламом интервалов перфорации.

-При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.

При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод:

При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод:

Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ:

-распоряжением по цеху;

-приказом по ОАО «Татнефть»;

Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:

Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН:

-к любому металлическому сооружению;

-к манифольдной линии;

+к эксплуатационной колонне;

С мая 2002г. в ОАО «Татнефть» с целью сокращения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами:

-больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг

-ниже КПД электродвигателя

-меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг

+выше КПД электродвигателя

-выше коэффициент наполнения насоса

-скорости движения жидкости в НКТ

-скорости движения головки балансира

-числу качаний балансира

+скорости движения штанг

Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение.

-применение метода использования сил гравитации (МИСГ)

+насосов с диаметром плунжера 44мм и 57мм с увеличенным размером всасывающего клапана

-применение НКТ с защитным покрытием DPC и ПЭП-585

-применение глубинных дозаторов

-применение глубинных нагревателей

От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин

+степень уравновешенности привода штангового насоса

Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны.

-эффективной вязкости продукции

-скорости подъема продукции в НКТ

+эффективной вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ

+чем лучше уравновешен привод штангового насоса

-чем меньше длина хода УШГН

-чем меньше число качаний балансира

-чем меньше режим откачки

-чем больше режим откачки

+типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки

-плотность добываемой продукции, диаметр НКТ, число качаний балансира

-вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя

-глубина залегания продуктивного пласта, мощность эл.двигателя

-вязкость добываемой продукции, степень уравновешенности привода штангового насоса

-от типоразмера ШГН

-от глубины спуска насоса

-от мощности эл.двигателя

+от неравномерности его загрузки

Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут

-увеличение числа качаний балансира

-уменьшение длины хода полированного штока

-уменьшение режима откачки

-уменьшение числа качаний балансира

+применение НКТ большего диаметра

В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебетных скважин

В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут)

+КПД электродвигателя, наземной и подземной части установки

-пункты 2 и 3 вместе

Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин :