Разработка проекта внедрения компрессоров с приводом от балансира станка-качалки или от шкива двигателя для откачки затрубного газа глубинно-насосных скважин Южно-Ромашкинской площади

Qком Qг = Qн * Гф, (2.50)

где Qн - дебит нефти, т/сут; Гф - газовый фактор, м 3/т.

2.5 Обзор и анализ конструкции аналогичных устройств

Компрессор типа ПК5.

Отбор нефтяного газа из затрубного пространства глубинно-насосных скважин и нагнетание его в нефтяную линию осуществлялся еще в 40-50-е годы на промыслах Азербайджана. Для этого использовались либо разветвленные вакуумные газосборные сети и централизованная вакуумная станция, либо индивидуальные подвесные компрессоры с приводом от станка-качалки.

Таблица 2.1. Анализ показателей работы скважинного оборудования ШСНУ с дополнительным устройствомУОГ-1

№ скважины		Ндин, м	Qжид, м3/сут	Qнеф, т/сут	% воды	Рзп, МПа	Среднесуточный эффект, т/сут	Отработанный период, сут	Эффект, тонн
222	до внедрения	1200	10	3,7	55	20
	после внедр.	680	10,1	3,8	55	2	0,1	87	9
1508	до внедрения	1200	8,1	3,9	42	20
	после внедр.	780	23	11,1	42	4	7,2	101	729
265	до внедрения	950	7,4	4	35	20
	после внедр.	880	10,1	5,4	35	1,5	1,4	112	157
244	до внедрения	1100	5	4	4	60
	после внедр.	600	15	11,5	9	1,5	7,5	57	428
225	до внедрения	1000	18,6	1,6	89	21
	после внедр.	600	20	1,8	89	4,9	0,2	76	15
905	до внедрения	1380	19,3	9,6	40	26
	после внедр.	930	19,8	9,6	42	17	0	113	0
85	до внедрения	1266	17	13,7	3	3
	после внедр.	871	19,4	15,6	3	0	1,9	95	181
1024	до внедрения	1310	12	9,4	6	22
	после внедр.	1410	16	12,7	4	10	3,3	114	376
1025	до внедрения	1510	14,6	11,5	5	11,5
	после внедр.	1236	14,4	11,5	4	10	0	114	0
824	до внедрения	1702	17,3	14,3	0,5	3
	после внедр.	549	22	18,2	0,5	0	3,9	100	390
213	до внедрения	1300	20,7	6,9	23,1	24,5
	после внедр.	330	26	10,8	37	3,5	0,6	57	34
2053	до внедрения	1500	5,7	4,4	6	36
	после внедр.	743	6	4,9	1	2	0,5	120	60

Один из известных типов компрессоров ПК5 представлял собой поршневой одноступенчатый, двойного действия компрессор, устанавливаемый между редуктором и стойкой станка-качалки.

Шток подвешивался к балансиру на оси, цилиндр с рамой соединялся карданной опорой. При работе станка-качалки поршень компрессора совершал возвратно-поступательное движение внутри качающегося цилиндра, отсасывая при этом затрубный газ и нагнетая его в нефтяную линию по гибким шлангам.

Смазка в цилиндр и сальник компрессора подавалась масленым насосом. С целью установления практического влияния отбора затрубного газа из глубинно-насосных скважин на их дебит проводились промысловые опыты на скважинах НПУ Лениннефть, Орджоникидзенефть.

Результаты испытаний приведены в таблице 2.2. При отборе затрубного газа суммарный дебит указанных скважин возрос более чем на 60 %.

Таблица 2.2. Результаты испытаний подвесного компрессора ПК5

НПУ	№ СКВ.	Нстат, м	Ндин, м	Нспуска, м	Qж , м3/сут
					до уст.	после
Лениннефть	1201 1242 1243	523 479 600	525 485 609	528,3 486,5 620,0	1,04 1,23 2,0	2,3 4,0 3,8
Орджоникидзенефть	7146 493	601 591	612 600	633,5 633,0	3,7 4,3	5,2 6,1

Компрессор фирмы WBC ManufacturingJnc“.

Компрессор WBC с приводом от балансира станка-качалки (Walking Beam Compressor-балансирный компрессор) представляет собой одноступенчатый поршневой компрессор одинарного действия.

Компрессор WBC выпускается с диаметром цилиндра трех типов: 8,10 и 12 дюймов (20, 25 и 30 см); длина хода штока поршня - 24, 36, 48 и 60 дюймов (от 0,6 до 1,5 м). Ранние модели компрессора WBC были подвержены частым поломкам, которые препятствовали их широкому применению. В современных моделях преодолены недостатки путем использования цилиндра и поршня с хромированными стенками, применения стальных клапанов, более производительной системы смазки. В 1981-1990 годах было установлено примерно 475 компрессоров в бассейнах D-J (восток Колорадо), Мичиган, Анадарко (запад Оклахомы) и Техасе. В 80 % случаев наблюдалось увеличение дебита. Характерные результаты представлены на примере двух скважин: С1 на месторождении Wattenburg и 31-21-2 на месторождении Holster.

Скважина С1: эксплуатационная колонна D = 5 Ѕ”, Н = 2500 м, продуктивные пласты в интервале 2288 - 2378 м (известняки) и 2414 - 2423 м (песчаник), оба пласта имеют микротрещины, характеризуются как газонепроницаемые. Пористость составляет - 6...20%, проницаемость - 0,01...0,05 мД. Давление в затрубном пространстве - 6 МПа, пластовое давление - 31,5 МПа.

За период с 1976 года до установки компрессора в 1987 году средний дебит нефти составлял 2,84 баррелей в день. После установки компрессора дебит в течение первого месяца увеличился до 10,5 баррелей в день. За 48 месяцев эксплуатации компрессора WBC средний дебит составил 3,65 баррелей в день, то есть возрос на 29%.

Прямым результатом применения компрессора является дополнительная добыча 200 тонн нефти и 716,8 тыс.м3 газа. Компрессор WBC стоимостью 12000 долларов окупил себя за 7 месяцев, а прибыльность составила 220 %. Скважина 31-21-2: эксплуатационная колонна D= 5 Ѕ”, Н =2590 м, продуктивный пласт - песчаник в интервале 2541-2544 м. Пористость - до 18%, проницаемость - до 500 мД. Давление в затрубном пространстве - 0,85 МПа, пластовое давление - 14,4 МПа. За 9 месяцев предшествовавших внедрению компрессора дебит составлял 4,36 барр/день. После установки компрессора средний дебит достиг 16,9 барр/день. В течение 25 месячного периода с июля 1989 до августа 1991 средний дебит составил 8,8 барр/день. Рост дебита нефти составил 102 % и газа - 118 % (рисунок 2.10). Дополнительная добыча в результате применения компрессора за эти 25 месяцев составила: нефти - 3390 баррелей (540 т), газа - 20,9 млн. куб. футов (585,2 тыс. мЗ), дополнительная прибыль составила 61600 долл., что позволило окупить компрессор WBC за 2,2 месяца.

Сравнение результатов по двум скважинам показывает, что на первой скважине (С1) рост прибыли связан, в основном, с ростом добычи газа, в то время, как во втором случае (скважина 31-21-2) возросла в равной степени добыча и нефти, и газа. Авторы исследований связывают это с существенно различающейся проницаемостью пластов в первом случае низкой (0,1 мД), во втором случае - гораздо большей (200 - 500 мД). Полученные результаты считаются представительными. Что касается остальных скважин, оборудованных компрессорами WBC, исследователи ссылаются на промысловиков, подтверждающих эффективность примерно в 80 % случаев.

Компрессор фирмы “Permian Production Equipment, Inc“.

Это поршневой одноступенчатый двойного действия компрессор (такого же типа, что и применявшийся на промыслах Азербайджана) выпускается с диаметрами цилиндра шести типоразмеров от 6 до 16 дюймов (15см ...40 см). Компрессор установлен между редуктором и стойкой станка-качалки. Совершающий возвратно-поступательное движение цилиндр подвешен на кардане к балансиру, а качающийся шток с поршнем шарнирно соединен с опорой на раме. В оборудовании предусмотрен перепускной клапан для сброса газа из нагнетательной линии во всасывающую, а также предохранительный клапан. Поступление смазки в цилиндр и сальник компрессора обеспечивается масленым насосом. Компрессор BGC позволяет поддерживать давление в затрубье близкое к атмосферному, нагнетая газ в выкидную линию с давлением от 0,9 до 4,9 МПа.

Известен опыт применения такого компрессора в НГДУ «Бузулукнефть» обслуживающего одновременно две скважины, одна из которых оборудована установкой ЭЦН.

Компрессоры BGC устанавливают на скважинах с различными забойными давлениями и с различными показателями дебита. Средний дебит скважин в США, на которых установлен компрессор BGC 14 бар/сут (2,2 т/сут).

Отмечают несколько направлений использования компрессоров. Среди них:

Ї снижение противодавления на пласт для увеличения дебита нефти;

Ї добыча затрубного газа для увеличения добычи углеводородов в целом и повышения дохода;

Ї получение большего количества газа из скважин для работы оборудования на добывающем участке (таких, как газовые двигатели, подогреватели).

По мнению представителя фирмы, наилучшие результаты при снижении противодавления показывают пласты пористые и с высоким коэффициентом продуктивности.

Решение об установке компрессора BGC на скважине принимают после так называемой «тест - вентиляции», заключающейся в том, что затрубное пространство в течение нескольких дней держат открытым (или прикрытым), одновременно замеряя дебит. По результатам измерений оценивают рост добычи, после чего легко подсчитать эффект.

Работа компрессоров BGC фирмы «Permian Production Equipment, Inc» была проверена и на российских промыслах. Испытания подвесных компрессоров проводились в период с марта по июнь 1995 г. на Бобровском месторождении. Положительные результаты (рост дебита нефти) наблюдались на четырех скважинах из шести. На двух скважинах (2904 и 2302) получены результаты, которые трудно напрямую связать с установкой или демонтажем компрессора. На скважине 2904, хотя и имелся некоторый рост дебита жидкости, произошло снижение добычи нефти из-за больших и резких колебаний обводненности, которые наблюдались и после демонтажа компрессора. На скважине 2302 дебит жидкости не менялся, а после демонтажа компрессора наблюдалось снижение добычи нефти и воды. Дебит скважин в среднем повысился на 3,5 т/сут (примерно 25 %), то есть монтаж 4 подвесных компрессоров на Бобровском месторождении как бы позволяет отказаться от бурения и обустройства 1 скважины. В период испытаний был предотвращен выброс в атмосферу газа в количестве 18,9 тыс. м3. По результатам испытаний было принято решение о широком использовании компрессоров этой фирмы в НГДУ «Бузулукнефть». На большинстве скважин компрессоры показали высокий среднесуточный эффект. Например, на скважине 923 добыча нефти до установки компрессора была на уровне 6,3 т/сут, при этом давление в затрубном пространстве равнялось 20 МПа.

После установки компрессора, давление в затрубном пространстве установилось на уровне 4...4,5 МПа, а среднесуточный прирост дебита составил:

Ї за 4 месяца 1997 г. - 0,6 т/сут или 9,5%;

Ї за май - 0,3 т/сут или 4,6%;

Ї за июль и август - 2,9 т/сут или 46%.

Дополнительная добыча нефти с января по август составила 18077 т, при этом среднесуточный эффект по всем скважинам составил 30%.

Компрессор АО «Спецнефтехиммаш».

Компрессор представляет собой поршневую машину объемного действия и состоит из следующих частей:

Ї цилиндра с органами газораспределения и системой клапанов;

Ї поршня;

Ї штока;

Ї уплотнительного устройства штока;

Ї уплотнительного устройства поршня;

Ї шарнирных опор;

Ї рамы монтажной.

Привод компрессора осуществляется от балансира станка-качалки. Шарнирная опора штока закрепляется на балансире станка-качалки, а шарнирная опора цилиндра- на опорной раме качалки. При работе станка-качалки происходит как возвратно-поступательное движение поршня относительно цилиндра, обеспечивающее процессы всасывания и нагнетания газа, так и качание цилиндропоршневой группы. Транспортировка всасываемого и нагнетаемого газа между неподвижным газопроводом и подвижным цилиндром осуществляется с помощью гибких рукавов высокого давления.

В основном, данный компрессор является полной копией компрессора BGC фирмы « Permian Production Equipment, Inc». Рабочие клапаны (всасывающий и нагнетательный), предохранительный и байпасный клапаны на опытных образцах компрессора использованы те же, что и на компрессоре BGC. Отличием является отсутствие системы смазки благодаря применению фторопласта для изготовления сальников и уплотнительных колец поршня.

Эксплуатационные испытания опытного образца компрессора, изготовленного ОАО « Спецнефтехиммаш» были проведены на скважине N 359 Мих-Коханского месторождения НГДУ «Первомайнефть» Куйбышевской области. Была произведена обкатка компрессора на холостом и на рабочем ходах. В результате испытаний был сделан вывод о хорошей работоспособности компрессора и удовлетворительном качестве его изготовления.

В настоящее время один компрессор АО «Спецнефтехиммаш» работает на скважине 501 Бобровского месторождения, введенный в эксплуатацию в июле 1997 года, отличающийся более качественным изготовлением по сравнению с опытным образцом. За два месяца эксплуатации компрессор позволил дополнительно добыть 425,9 т нефти, при этом не наблюдалось не одной серьезной его неисправности.

Устройство откачки газа УОГ-1 (АО «Татнефть»).

Компрессор УОГ-1 (устройство откачки газа), разработанный в АО «Татнефть» (НГДУ «Лениногорскнефть» совместно с институтом ТатНИПИнефть и АО «Газспецмашремонт»), представляет собой одноходовой, одноступенчатый компрессор. УОГ-1 содержит следующие узлы:

Ї устройство откачки газа (цилиндропоршневую пару) в собранном виде;

Ї крепежные детали для крепления устройства откачки газа к балансиру и раме станка-качалки;

Ї трубопроводы;

Ї запорную арматуру;

Ї метрологические средства.

Выкид компрессора УОГ-1 также с помощью компенсатора соединяется с выкидной линией скважины для транспортирования газа совместно с нефтью. Для предупреждения попадания жидкости в цилиндр УОГа на его выкидной линии устанавливается обратный клапан. В случае чрезмерного повышения давления на нагнетательной линии УОГа, для предупреждения возможной аварии, срабатывает перепускной клапан, установленный в корпусе УОГа, сбрасывающий избыточный газ в затрубное пространство скважины. При движении поршня вверх при помощи всасывающего клапана (поз. 6 рисунок 2.12) газ всасывается в цилиндр, затем при ходе поршня вниз сжимается до необходимого давления и при помощи нагнетательного клапана (поз. 7 рисунок 2.12) подается в выкидную линию.

Компрессор в сборе при помощи шарнира крепится к балке шарнира и затягивается контргайкой. Шарнирное крепление цилиндра позволяет ему изменять наклон своей оси при перемещении поршня. Монтаж производят на раме станка-качалки между редуктором и стойкой балансира (или между устьевой арматурой скважины и стойкой балансира). Шток поршня посредством штанги с шарнирной подвеской присоединяется к заднему (или переднему) плечу балансира станка-качалки через пластины подвески шпильками, с четырьмя гайками М20 каждая. Поршень приводится в движение балансиром станка-качалки.

Для предотвращения обратного потока газа, в трубопроводе предусмотрен обратный клапан. При движении поршня цилиндра УОГ-1 вниз, газ выталкивается в нагнетательную линию и попадает в корпус обратного клапана через подводное отверстие крышки, под давлением отжимая шарик. На корпусе клапана нанесена стрелка-указатель направления потока среды.

Технические характеристики УОГ-1:

Плотность откачиваемого газа, кг/м3 ? 1,3.

Объемная доля состава откачиваемого газа, %:

а) азот 4 - 10;

б) двуокись углерода 1- 1,5;

в) сероводород следы;

г) метан 40 - 80;

д) этан 21-27;

е) пропан 13-17;

ж) бутаны и выше 10- 14.

Температура откачиваемого газа, °С 20.

Число ходов полированного штока станка-качалки, мин -1 3 - 6.

Давление газа, МПа:

а) максимальное 2,5;

б) номинальное (на входе в устройство) 0,4;

в) минимальное (на входе в устройство) 0,1013.

Количество ступеней сжатия, 1.

Диаметр цилиндра, мм, ?200.

Диаметр штока, мм, ? 40.

Величина хода штока номинальная, мм, 700±70.

Номинальная объемная производительность, м3/мин, ? 0,4.

Температура газа на выходе,°С, ?50.

Габаритные размеры, мм:

а) длина, ?3000;

б) ширина, ?600.

Масса, кг ?1000.

Особенностью компрессора УОГ-1 является наличие компенсационной камеры, в которой создается усилие, противодействующее газовой силе, возникающей в рабочей камере при сжатии газа. Это позволяет снизить дополнительную нагрузку на шатун, редуктор и двигатель станка-качалки. Определим усилия, возникающие в шатуне при установке компрессора.

3. Расчет экономической эффективности применения компрессоров

Положительный эффект использования компрессоров заключается в увеличении дебита скважин по нефти, а также в получении дополнительных объемов нефтяного газа и исключении выбросов вредных веществ в атмосферу.

Оценим эффективность использования компрессора и определим условия (возможности) достижения эффективности.

Хозрасчетный экономический эффект определяется согласно РД 39 -0106-001-89 “Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности” и выражается приростом прибыли за счет дополнительной добычи нефти:

Пt = Рt - Сt - Нt, (3.1)

где Пt - прибыль, остающаяся и распоряжении предприятия, тыс. тенге.

Рt - выручка от реализации продукции, тыс. тен.

Сt - условно-переменные затраты на доп. добычу нефти и газа затраты на внедрение мероприятия, тыс. тен.

Ht - налоги из прибыли, тыс. тен.

В расчетах представлены два варианта в зависимости от прироста дебита скважины (10 и 20 %). Кроме того, учитывается вероятность снижения цен на нефть. Следует, что в зависимости от ожидаемого прироста добычи нефти и цен на нефть и газ, при внедрении технологии и технических средств эксплуатации скважин с пониженным давлением в затрубном пространстве, прибыль в распоряжении предприятия (годовой хозрасчетный эффект) составляет 7... 42,8 тыс. тен.

Стоимость и монтаж одного компрессора составляет Q тонн нефти (в качестве единицы измерения затрат и прибыли примем «тонну нефти»).

Эксплуатационные затраты:

Э=Т+Е+З+Н, (3.2)

где Т - затраты на текущий ремонт,

T=kт*A, (3.3)

где kт - отчисления на текущий ремонт (20 %),

А - амортизационные отчисления на реновацию, равные

A=ka*Q=0,17*Q, (3.4)

T= kт*A=kт*ka*Q=0,2*0,17*Q=0,034*Q, (3.5)

где E - энергетические затраты,

Е 0,4*Q, (3.6)

3 0,035*Q, (3.7)

Таким образом, затраты (капитальные и эксплуатационные) составят:

Э = Q + 0,034*Q + 0,4*Q + 0,035*Q = 1,469*Q.

Экономический эффект Эф:

Эф =Б - Нприб = Б - 0,35*Б = 0,65*Б, (3.8)

где Нприб - налоги из прибыли.

Балансовая прибыль от внедрения компрессора равна:

Б = Вн + Вг + Вш - Зсум - Накциз, (3.9)

где Б - балансовая прибыль; Вн, Вг, Вш - выручка от реализации нефти, газа и стоимость предотвращенных штрафов за выброс в атмосферу, соответственно. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти в принятых единицах измерения «тонны нефти» равна количеству добытой нефти, то есть Вн = G тонн. Выручкой от реализации газа и стоимостью предотвращенных штрафов можно в данном расчете пренебречь ввиду малости относительно выручки от реализации нефти, то есть Вг=Вш=0.

Накциз - налоги, отчисляемые в бюджет и внебюджетные фонды (примерно 15 % от выручки за реализацию нефти), то есть

Накциз = 0,15*G (3.10)

Итак, балансовая прибыль:

Б = G - 1,469*Q - 0,15*G 0,9 *G -1,469*Q (3.11)

Тогда экономический эффект равен:

Эф = 0,65 * (0,85 * G - 1,469*Q) 0,55*G - Q, (3.12)

откуда видно, что положительный эффект будет достигнут, если:

0,55*G - Q > 0, (3.13)

G > 1,8*Q, (3.14)

то есть, при условии, что годовая дополнительная добыча нефти, по крайней мере, почти в 2 раза превышает стоимость компрессора с монтажом.

Определим срок окупаемости компрессора n:

(3.15)

откуда получим величину G/Q, показывающую, во сколько раз годовой прирост добычи должен быть больше стоимости компрессора, чтобы последний окупился за n лет:

G/Q = ((n+1)/n)*1,8 (3.16)

В таблице 3.1 приведены несколько пар значений, рассчитанных по этой формуле, откуда следует, что вполне приемлемый срок окупаемости n= 0,5...1,0 год, может быть достигнут, если годовая дополнительная добыча нефти в результате установки компрессора в 3,6...5,5 раз больше стоимости компрессора.

Таблица 3.1. Срок окупаемости компрессора

n	0,2	0,5	1	2	3	4
G/Q	10,9	5,5	3,6	2,7	2,4	2,3

Выбор скважин для установки компрессора с учетом экономической эффективности.

Например, при стоимости компрессора с монтажом 40...60 тонн нефти (что соответствует на сентябрь 1997 г. 22...33 млн. тенге) для окупаемости компрессора в течение 1 года необходимо дополнительно добывать примерно 0,4...0,6 т нефти в сутки. То есть, для скважины с суточным дебитом 4...6 т прирост добычи после установки компрессора должен быть на уровне 10%.

Из полученных данных выявляется зависимость коэффициента технологической эффективности от дебита, а именно, каждому значению дебита QH соответствует определенное значение Кэф при заданном приросте дебита, что видно из таблицы 3.2.

Таблица 3.2. Зависимость Кэф = f (Qh) при приросте дебита g = 0,4 т/сут

Дебит, Qн, т/сут	0,4	0,6	0,8	1,0	2,0	3,0	4,0
Относительный прирост дебита, %	100	70	50	40	20	13	10
Кэф	2	1,7	1,5	1,4	1,2	1,13	1,1

Коэффициент технологической эффективности (Кэф) вводится для сравнения дебитов до и после установки компрессора на скважину:

Кэф = Ожк/Ожн = (Рпл - Рж - Рзпк)/(Рпл - Рж - Рзпн) (3.17)

где Рзпн и Рзпк - давление газа в затрубном пространстве скважины соответственно до и после установки компрессора

Заключение

1. Южно-Ромашкинская площадь находится в поздней стадии разработки. При всем видимом благополучии в состоянии дел, очень остро стоит вопрос о дальнейшей стабилизации добычи нефти. Оценка состояния добывающего фонда скважин только подтверждает это - доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, по сравнению с предыдущим годом выросла на 3,3% и составляет 349 скважин (65,7%) добывающего фонда. Количество же скважин, эксплуатирующихся электроцентробежными насосами, снизилось почти на 16% и составляет 175 скважин (28,2%) добывающего фонда.

Результаты проведённого анализа подтверждают актуальность данной темы дипломного проекта

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважинного оборудования ШСНУ, который показал, что осложнения в процессе эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

3. Выполнен расчёт по подбору оборудования и режиму работы ШСНУ для скважины № 8364. Расчёт выполнен для типовой скважины, работа которой осложнена наличием свободного газа.

4. Произведен методический подбор выбора устройства для откачки газа УОГ-1, для скважинного оборудования ШСНУ, характеристики которого соответствуют характеристикам данных установок. Устройство УОГ-1 имеет регулируемую частоту хода, что позволяет менять режим откачки газа из затрубного пространства скважины, исходя из реальных условий для каждой скважины в отдельности.

5. Для повышения эффективности эксплуатации ШСНУ, в НГДУ рекомендуется широкое применение устройств для откачки газа УОГ - 1,так как в результате испытаний на ряде скважин (таблица 2.1), применение данного устройства позволило увеличить добычу нефти от 0,1 до 7,5 т/сут.

6. Выполнен расчёт экономической эффективности внедрения данного устройства, определены зависимости давления в затрубном пространстве от давления в нефтяной линии и дебита скважины, позволяющие выбирать те скважины, на которых снижение давления в затрубном пространстве, в частности, с помощью подвесных балансирных компрессоров экономически эффективно. На основе предложенного подхода выявлена область применения компрессоров: показано, что снижение давления в затрубном пространстве эффективно на 35...40 % скважин

7. Применение данного метода позволит повысить экологическую безопасность при добыче нефти ШСНУ за счёт снижения количества выбросов вредных веществ в атмосферу, не ухудшая при этом безопасных условий труда.

Размещено на Allbest.ru

...