Gamma gf 315 инструкция, ВАЗ установка БК GAMMA GF - 16 Мая - Все об автомобильной электрике
It is done by mechanically scraping the tubing. Mansoori, S. Снимаем накладку щитка приборов с магнитолой, не забыв про верхние защелки, которые быстро ломаются если их не аккуратно выщелкивать: В районе установки автомагнитолы должна находиться фишка на 4 контакта с питанием для бортового компьютера.
На задней панели расположены разъемы под лючения ж та САУО и ж т для под лючения Информация о разработчи е и производителе. E-mail: info ferrum-group. Техничес ие хара теристи и Приложение 1. Рабочий диапазон напряжения питания………………………………. Символ Крат ая хара теристи а и действия во время отображения параметра Ма симальный то потребления при напряжении питания 13,5 В, А, не более: Те щее время с то. Устанавливается в меню "Настрой и". Устанавливается в режиме "Ор анайзер".
Габаритные размеры, мм, не более. Масса, , не более …………………………………………….. Отображается в момент движения автомобиля. При с орости менее. Для правильно о отображения. Отображает илометраж пробе а на остат е топлива в - считывание одов неисправностей ошибо ; ба е, исходя из средне о расхода топлива.
Параметр отображается толь о при наличии связи бло а с ЭБУ по К-линии. Бло имеет 2 режима отображения информации: - рафичес ий режим отображения параметров Температ ра вн три салона со ласно си нал со стандартно о датчи а температ ры - те стовый режим меню настрой и и диа ности и салона ДТВС. Конта ты олод и Схема под лючения бло а Обороты дви ателя.
К - линия Значение массово о расхода возд ха. Зажи ание 4. Резервный У ол опережения зажи ания. Подсвет а Положение дроссельной заслон и. Датчи ровня топлива ДУТ Положение вала заслон и отопителя.
Датчи с орости ДСА Датчи температ ры Внешняя температ ра. Под лючение бло а Gamma GF В данном э ране отображается те щее время в цифровом и рафичес ом виде, 4.
От лючить мин сов ю лемм от а м лятора. Извлечь штатный бло САУО из отсе а онсоли приборов. Нажатием ноп и ВХОД можно войти в меню 4.
Отсоединить от бло а два эле тричес их разъема и под лючить их бло Gamma GF Ко да б дильни в лючен, 4. Произвести под лючение бло а штатной 9-и леммной олод е МК со ласно рис н при е о срабатывании раздается зв овой си нал 9-и леммная олод а расположена за часами вн три онсоли : длительностью 60 се нд.
Вы лючение зв ово о - проп стить одинарный провод "К - линии" входит в омпле т диа ностичес ой олод е си нала б дильни а нажатием любой ноп и. При наличии ондиционера под лючить онта т одиночно о провода от БК онта т режима. НЕ нажатием ни на одн ноп в течение 5…10 се. Установить датчи температ ры: - снять лев ю на лад онсоли в районе педали аза, Возможные проблемы МК - проложить провод с датчи ом от места станов и БК до места станов и датчи а в. Оттян ть деталь на себя та , чтобы ее Вероятные причины: - не становлен провод К-линии входит в омпле т межд репежное отверстие сошло со шпиль и.
Установить на шпиль датчи , а затем диа ностичес им разъемом и разъемом маршр тно о омпьютера и деталь, за р тить ай. Подсоединить разъем датчи а температ ры разъем МК и становить е о на место. Под лючить отрицательн ю лемм а м лятор. В лючение прибора. Бло в лючается автоматичес и при в лючении зажи ания автомобиля. Далее бло переходит в режим отображения параметров.
Вероятные причины: - отс тств ет или плохой онта т вывода 8 разъема МК В сл чае ошиб и при станов е связи с ЭБУ выдается сообщение "Нет связи по K-Line", - неверно произведена тариров а бензоба а повторить тариров зв овой си нал типа "бип" и на дисплее в правом верхнем л за орается символ "Х". При вы люченном зажи ании ноп ой ВХОД можно про онтролировать онта том 9-и леммной олод и для МК и м онта том розовый провод и леммной те щее время, дат и состояние б дильни а. Повторное нажатие любой ноп и переводит.
Остановить любой зв овой си нал б дильни , аварийные режимы, - Не орре тная работа МК сбой ПО - произвести полн ю аппаратн ю инициализацию МК оповещение ТО нажатием любой ноп и. Анализ параметров ТО проводится при в лючении зажи ания. Анализ ма симальных. Если при вы лючении зажи ания оставить в люченными абариты, то бло сообщит об этом зв овым си налом и те стовым сообщением " абаритные о ни в лючены". Описание ор анов правления Описание полей Управление бло ом производится с помощью 4-х лавиш и эн одера с центральной ноп ой - Название маршр та на передней панели.
Перебор параметров та же возможно производить Расх. Движение xxx:xx - Раб. При нажатии параметров маршр та ноп и эн одера происходит переход в режим задания температ ры,при след ющем нажатии на ноп эн одера происходит возврат в режим начала станов и с орости вентилятора Обн ление маршр та Обн лить параметры те ще о маршр та. Обн ление маршр та Обн лить параметры те ще о маршр та Каждая стро а меню содержит те ст и может содержать данные.
Выход из данно о режима производится повторным нажатием ноп и ВХОД или эн одера или автоматичес и при НЕ нажатии нопо в течение 3…7 се. Каждое нажатие на а ю-либо из лавиш или поворот р ч и эн одера сопровождается зв овым си налом типа "бип". Режим ТО те стовый режим 7. Режимы работы бло а В данном режиме задается илометраж до очередно о ТО по аждом параметр в тыс.
Бло имеет 9 основных режимов работы и отображения информации. ДПС XX т. ДВС ХХ т. КПП ХХ т. Режим СПОРТ В режиме СПОРТ определяются динамичес ие - один из выбранных параметров системы хара теристи и автомобиля, при этом на э ране - состояние ондиционера отображаются след ющие параметры: Режимы "М льтиэ ран 1" или "М льтиэ ран 2" позволяют выставить для обзора на 1 - те щие обороты в рафичес ом виде э ране дисплея из обще о спис а 6 параметров системы на выбор по предпочтению.
При полном прохождении мерно о част а бло - замена возд шно о и топливно о фильтров автоматичес и пре ращает подсчет параметров.
Се одня - ма симальн ю с орость при прохождении мерно о част а Маршр т "Вчера" хранит данные поездо за прошедший день с За месяц - обороты дви ателя до Прошлый мес. Маршр т 2 за те щий и прошлый месяц, а та же по маршр там 1 и 2 заданным пользователем:. Если в месяце меньше дней, чем задано, - время простоя то параметры б д т сохраняться в последний день месяца, ближайший заданном.
Поле символа параметра, - онтрастность инди атора зависит от типа инди атора отображаемо о в области 1 - инверсия э рана - нет 3. Поле размерности параметра, - о раничение по температ ре охлаждающей жид ости р. Поле режима работы вентилятора отопителя в цифровом виде - о раничение по напряжению бортсети 10,0 - 15,5 вольт 7.
Поле отображения внешней температ ры - задерж а на в лючение вентилятора 5,0 се 8. Поле значения задатчи а температ ры вн три салона - тип отопителя 11 9. Поле задатчи а режима работы вентилятора отопителя в рафичес ом виде - режим бло иров и САУО off вы лючен.
Поле отображения состояния ондиционера Кроме то о, данный параметр сопровождается размерностью Если по а им-либо причинам значение На э ране в данном режиме отображается:. Область 1 - Те стовая расшифров а те щей ошиб и ЭБУ Поворотом р ч и эн одера войти в режим станов и с орости вентилятора.
С орость При выборе данно о подменю бло ос ществляет опрос ЭБУ по шине диа ностичес о о вентилятора отображается а в цифровой форме, та и рафичес и. Рез льтатом опроса является списо неисправностей ошибо ЭБУ с те стовой расшифров ой их значения. Пользователю дост пны след ющие действия:. Сброс ос ществляется нажатием MIN …. При послед ющем нажатии ноп и эн одера происходит возврат Предварительно оттарировав ДУТ на 5 литров, и заправив 15 литров вводим Параметры, отображаемые в области 1.
Недоп стимо при вводе значения полно о ба а Действие - нажатием ноп и ВХОД наливать бензин "под орловин ". Полный ба 43 литра тарир ется по отсеч е заправочно о Те щее время Установ а времени пистолета. В рез льтате появляется возможность построить хара теристи ДУТ, ма симально точно отображающ ю реальное значение ровня топлива в ба е. Время в п ти Сброс п тевых параметров Примечание!!!
Пробе Сброс п тевых параметров - Тариров бензоба а производить при стоян е автомобиля на ровной оризонтальной Истрачено топлива Сброс п тевых параметров площад е с зап щенным дви ателем. Время стоян и до ввода пользовательс о о значения Остато топлива в ба е Сброс п тевых параметров не менее 1 мин. Средний расход топлива за поезд - В процессе движения автомобиля ввид олебаний топлива в ба е при с орении и Те щая с орость торможении и при движении под лон , возможно олебание значения ровня топлива Средняя с орость за поезд Сброс п тевых параметров в пределах Ма симальная с орость за поезд Сброс ма симальной с орости.
Обороты дви ателя Температ ра охлаждающей жид ости. При этом символ параметра в левом верхнем л начинает ми ать. При повторном нажатии ноп и ВХОД те щий параметр сбрасывается. Выход из режима. РАСХ вводим реальное оличество Примечание: при сбросе п тевых параметров одновременно обн ляются: израсходованно о топлива.
Общий вид э рана в данном режиме имеет зоны:. ПУТЬ вводим реальное значение пробе а, если оно не совпадает с расчетным. Бло имеет два про раммир емых м льтиэ рана 1 и 2. При этом все параметры, связанные с пробе ом и. Параметр, отображаемый в аждой оэффициента. Автомобили ВАЗ вып с аются вып с ались с типами отопителей 10 до В поле зоны 2 появляется те стовая расшифров а те ще о параметра.
На автомобилях с 11 типом отопителя надписи на р ч е правления вентилятором содержит или ВНИЗ или вращением р ч и эн одера выбрать н жный параметр. Нажатием на На автомобилях с 10 типом отопителя надписи на р ч е правления ноп и ВХОД перейти след ющем полю параметров.
После реда тирования параметров вентилятором содержит цифры 0,1,2,3 или 0,А,1,2. Обязательно задайте правильный тип в поле зоны 7 бло переходит в нормальный режим работы. Та же бло переходит отопителя, иначе система САУО б дет ф н ционировать не верно!!! Списо параметров, отображаемых в полях м льтиэ ранов, см.
Клавиша ВХОД или нажатие р ч и эн одера сл жит для выбора п н та меню, либо для перехода Контраст в режим реда тирования параметра. Для выхода из режима реда тирования повторно нажать лавиш ВХОД или р ч эн одера. Время, дата Установ а те ще о времени и даты число:месяц: од:часы:мин Меню Установ а яр ости подсвет и при в люч. Зв сообщ. Баку: Елм, Geologicheskoye stroeniye i neftegazonosnost srednekurinskoy vpadiny Azerbaydzhana.
Baku: Elm, 5. Геология Азербайджана. Geology of Azerbaijan. Baku: Elm, Геологическое страение и история развития зоны сопряжения Малого Кавказа и Куринской впадины. Geologicheskoye stroyeniye i istoriya razvitiya zony sopryazheniya Malogo Kavkaza i Kurinskoy vpadiny. Мамедзаде, О. Стратиграфия верхнемеловых отложений северовосточного склона Малого Кавказа.
Mamedzade, O. Stratigrafiya verkhnemelovykh otlozheniy severovostochnogo sklona Malogo Kavkaza. Paleogeographical conditions of sedimentation of Lower Cretaceous deposits at north-east slope of Low Caucasus A. Lithofacies maps occur rather precise only in case, when all sections, in accordance with which the maps were drawn up, are presented by one component.
When multicomponent system mapping, difficulties emerge on examination of borders between different lithofacies. Therefore, when investigating palaeogeography of Lower Cretaceous period and conditions of Low Caucasus sedimentation deposits isentropic lithofacies maps were drawn up.
The maps allowed determining direction of materials drifting, marking out dry land regions and following up terrigenous material classification. Ali Mansoori university of Illinois In this report the methodologies and analysis for in situ remediation of heavy organics in petroleum production, transportation and processing industries is presented.
First the heavy organics which deposit from petroleum fluids are indentified and it is pointed out that the more difficult member of these compounds to deal with are asphaltenes.
Six different in situ remediation methods are introduced which include: i production scheme alteration techniques; ii chemical treatment techniques; iii external force filed techniques; iv mechanical treatment techniques; v thermal treatment techniques; vi biological methods. Also eight steps that appear to be necessary and effective in prevention and moderating the severity of the deposition and remediation are introduced which include: a Predictive modeling and analysis; b dual completion of oil wells; c compatibility tests of injection fluids before applications; d consideration of the compositional gradient of heavy organics in reservoir in production scheme design; e application of mechanical removal technologies for deposits; f application of solvent for dissolution RESERVOIR AND PETROLEuM ENGINEERING of deposits; g hot oil treatment of the in situ deposits; and h use of dispersant to stabilize the heavy organics, specially asphaltenes from deposition.
Overall, a proper route to combat arterial blockage in the oil and gas industry is to consider a combination of prediction modeling, experimentation and remediation.
Keywords: asphaltene, organic deposits, oil treatment, steric colloid Adress: mansoori uic. Mercaptans and organometallics and resins exist in crude oils fig. Resins are not known to deposit fouling in the oil reservoir, in the well, in the pipelines on their own, but they deposit together with asphaltenes and in the oil production and processing facilities [].
The reasons for the asphaltenes and asphaltogenic Solid particles suspended in the crude oil may stick to the acids deposition can be many factors including variations walls of the conduits and reservoirs fig.
The toughness of temperature, pressure, pH, composition, flow regime, of the deposits has a lot to do whether there is asphaltene wall effect and electrokinetic phenomena. When several present in the crude oil even in minute quantities. Asphaltene molecules are highly sticky and they act as mortar which also cause other suspended Fig. We predicted the rate of particle deposition during various turbulent flow regimes.
The turbulent boundary layer theory and the concepts of mass transfer were utilized to model and calculate the particle deposition rates on the walls of flowing conduits. The proposed Fig. The role of coagulants and flocculants in model accounted for the eddy and Brownian diffusivities deposition of a suspended particles as well as for inertial effects. The analysis presented showed that rates of particle deposition during petroleum petroleum fluid their interactive effects must be also production on the walls of the flowing channel due solely considered in order to understand the mechanisms of to diffusion effects are negligible.
It was also shown that their collective deposition or lack of it. This is especially deposition rates decrease with increasing particle size. For example a regular waxy large particle sizes higher deposition rates are expected.
In general, In petroleum production initially it is necessary to suspended particles in a crude oil fall into two classes: take any number of steps necessary to prevent the «basic sediment» and «filterable solids». Presence of fouling problems. Heavy organics deposition could be suspended particles in petroleum fluids could have a eliminated by modification of the production practices, severe economic impact on petroleum industry [5, 6]. Depending on the case, operation appreciably.
Coagulants are molecules with strong polar charge Heavy organic deposits re- sulting from the presence which act to disrupt charges on the surface of droplets of asphaltenes in crude oils are quite hard to deal with. Flocculents, production and processing facilities from as far back as act to coalesce colloidal particles, because they attach to the near wellbore area to as far down the system as in the colloids and they increase their size beyond the Brownian petroleum refinery fig. Asphaltenes, in addition to their highly sticky The production and transportation of petroleum fluids characteristics which attach to solid surfaces, change will be severely affected by deposition of suspended their wettability [26], they could also act as nucleation particles i.
In certain instances the amount Heavy organics deposition due to asphaltene of precipitation is rather high causing complete fouling of flocculation could be controlled through the better these conduits.
Therefore, it is important to understand knowledge of the mechanisms that cause their deposition the behavior of suspended particles during petroleum in the first place [9, 27]. Processes can be altered to flow conditions.
We recently introduced an analytical minimize the deposition and chemicals can be used Fig. Heavy organics depositions control asphaltene deposition in its various stages. Dispersants work by surrounding the asphaltene be controlled using various techniques which include molecules forming steric colloids, similar to the natural the following six categories: production scheme resin materials fig.
To inhibit the attachment and growth of deposits fields exertion, mechanical treatment methods, thermal on surfaces and walls they can be coated with antifoulant treatment techniques and biological methods [3, 4]. In chemical compounds fig.
Teflon fig. Production scheme alterations techniques: They are used to control asphaltene and other heavy organics deposition and they include: i reduction of shear fig. Minimization of pressure-drops in the petroleum II. Chemical treatment techniques: They include: production facility causing separation of phases from Addition of dispersants, antifoulants, coagulants, a miscible phase to oil, gas and heavy organics phase Fig. Pipe flow with Shear Fig.
Lack of neutralization of electrostatic forces may Fig. Steric colloids of asphaltene asphaltene floc core Fig. One may initially try to dissolve such deposits Organotin compounds particularly tributyltin by various means like steam wash, diesel oil wash and oxide fig.
One may also consider using have been the antifoulant of choice for many years in marine, agricultural, wood and plastics industries. The effectiveness of TBTO is a result of the fact that it gradually leaches from the hull killing the fouling Fig. However, it is found to cause health and environmental problems [30]. Coagulants, which are mostly polymers, have Fig.
Steric-colloid formation of asphaltene flocs a role similar to resins which form steric colloids and random aggregates in the presence of excess amounts then flocculation of colloids in the form of flocs and of resins and paraffin hydrocarbons [25, 32, 1] precipitation fig.
Polar co-solvents such as aromatic hydrocarbons a system of specifically designed additives to stimulate could re-dissolve the asphaltene deposits and need to the wells. Such additives are best to be a mixture of have a high level polarity aromaticity to be effective an inhibitor of asphaltene precipitation, an asphaltene fig. When the concentration of polar solvents exceeds III. External force field techniques: They include: i a certain level then asphaltene micelles will be formed electrostatic force field; ii electrodynamic force field; and iii magnetic field; iv ultrasound techniques; Fig.
A bio-antifoulant: Fig. Asphaltene miclellization in the presence of excess amounts of aromatic hydrocarbons [] Fig. Pipeline pigs [www. Mechanical treatment techniques: They include: i manual stripping, pigging, mechanical vibrations, etc.
It is done by mechanically scraping the tubing. Pigging technology is well established, but it is most suitable for foams, waxy crude arteries and wax deposit removal fig. Pigging technology success for asphaltenic crude arteries is questionable. Soluble or insoluble pigs are injected into the oil arteries. The pigs would remove a Fig. Steam injection [fossil. Although this method may be effective for V. Thermal treatment techniques: They include: i in cleaning the tubing and lines, it is not effective in situ combustion fig.
Mechanical removal of deposits may be a whole region , and center of sample heated the most cumbersome operation. In addition, the disposal of the versus the regular heating which heats the surface; vii deposits sometimes causes difficulties. Removal of deposits by hot fluid is performed by circulating it into the well, conduits, or by injection into the formation to open up plugged areas. This method works by melting the organic deposits. Therefore, it is important to insure that the melted organics are not re-deposited in another part of the formation.
This happens when the hot fluid introduced to the formation becomes saturated with melted paraffins, and when the formation temperature is lower than the cloud point of Fig. In situ combustion Fig. Hot water injection [afcee. Biological methods: These may include in situ application of i anaerobic bacteria; ii aerobic bacteria; iii other microorganisms including fungus, etc.
Such bio-processes that may reduce asphaltenes into lighter molecules is named biodegradation. Biodegredation mechanism of asphaltenes is perhaps the least known reaction mechanism for the biodegradation of a petroleum fraction. It appears that asphaltenic compounds are relatively inert to microorganisms attack, since they consist of complex structures of sheets of aromatic and alicyclic ring structures with very short alkyl side chains [36].
Various types of microorganisms that are capable of oxidizing asphaltenic compounds are widespread Fig. Static PX heavy organics deposition envelope in nature. However, they need to be identified, HODE of a crude oil mixed with a miscible injectant isolated and grown in the lab to make them capable of MI at 60 oF but at various proportions and pressures.
As a result distribution-function curves are used to report their molecular weight distribution []. Some of the heavy organics present in the oil deposit due to phase transitions from liquid to solid state. However, this is not generally the case for asphaltene particles.
The high affinity of asphaltene particles to association with one another, their tendency to adsorb resins, and their extensively wide range of size distribution suggest that asphaltenes are partly dissolved and partly in colloidal state in suspension in oil peptized or stabilized primarily by resin molecules that are adsorbed on asphaltene surface [38]. In situ hot gas injection [sanleonenergy. It is a relatively slow process and may require months to years for microorganisms to degrade a significant amount of asphaltenes.
During such biodegradation, the proper species of bacteria, fungi, etc. Dynamic QX heavy organics deposition calls for detailed analyses of heavy organic containing envelope HODE of a crude oil mixed with a miscible oils from the microscopic standpoint and development injectant MI at 60 oF but at various proportions and of molecular models which could describe the behavior pressures. Compositional gradient scheme conditions [41].
To combat the heavy organics deposit formation the completing wells with a dual completion is necessary fig. This is with the purpose of: i using the inner tubing Fig. A well with a dual completion strings for solvent or dispersant injection or circulation, ii access for lowering production testing devices. As a result, a realistic molecular model for the Sometimes an inner tubing string is used for production interaction of asphaltene and oil should take into to meet production quotas when the main string is shut- account both the solubility in oil of one segment and in for maintenance or heavy organics cleaning.
Phase envelops defining the composition regions of the heavy organics separation at a given temperature and pressure Figure The decision to produce Canada, Atabasca 8. Actually most Mexico, Panucon Production surveys would show Russia, Kaluga For example Russia, Dossor Iraq, Kirkuk City Solvent treatments may not be Algeria, very successful largely because Xylene is generally especially where asphaltenic crudes are present [49].
It is the most common solvent selected to be used in well possible to perform certain experimental measurements stimulations, workovers, and heavy organics inhibition to produce rather simple phase envelops like figure 25 and cleaning. In some cases xylene injection through through which one can define the composition regions the non-producing string inner tubings shown in of the heavy organics separation at certain temperature fig.
In oil fields with frequent need for Such experimental compatibility tests may be costly if aromatic wash it may be necessary to design an aromatic one needs to study all the possible regions of composition solvent with stronger wash power and better economy and pressure. However, static and dynamic compatibility for the particular deposit in mind [52].
Considering such severe exceptions to the rule one should not consider this ratio to be the only factor in evaluating the deposition potential of a crude oil. In order to quantify all these factors one has to use a comprehensive predictive model in which all these effects are incorporated [41]. Conclusions Insofar as finding a rigorous universal solution to the heavy organics deposition problem is concerned there is still a long way to go.
Asphaltene flocculation can be controlled through better knowledge of the mechanisms that cause its flocculation in the first place. Since heavy organics deposition takes place during primary, secondary, and tertiary oil recovery, injection of peptizing agents i.
A laboratory model to test various and places may prevent, or at least control, the heavy solvents for heavy organics remediation [52] organics deposition problem. Furthermore, experiments could be performed i. Then special inhibition of heavy organics deposition or permeability formulas may be blended to achieve the goal of preventing reductions. However, use of such additives to crude oil or cleaning the heavy organics deposits which can be is economically quite prohibitive.
One interesting question posed by previous [G. A combination of solvent treatment phase change or any substantial temperature or pressure and reverse and normal circulation with hot oil have changes had taken place. The conclusion was that the been tried in the past in some oil wells with mixed question could only be answered after considerable results [49, 3, 4]. There were a few efforts to try to determine the the ratio of resin to asphaltene is not high enough to size and nature of asphaltene particles while they still prevent asphaltene flocculation and as a result heavy are in the original oil [53, 54].
One thing which appears to have Establishing the state of the asphaltene particles in the universal acceptance is that resins in the crude act as original crude oil seems to be a basic building block in the peptizing agents of the asphaltene particles. It is the scientific quest to find a solution to many irreversible generally a good practice to analyze a crude oil for its heavy organics deposition problems. Experimental and asphaltene and resin content and ratio. In Table 1 such theoretical modeling work towards this end has been data for a number of crude oils are reported versus their performed [55, 9], but more is needed.
More experiments API gravity. Crude oils with higher asphaltene to resin need to be done to duplicate Witherspoon et al. Of ultracentrifuge work for different oils and possibly utilize course there are exception to this rule mostly due to the other contemporary experimental techniques to establish possibility or presence of high amounts of aromatics the state of asphaltenes in crude oils.
Meanwhile, it in the crude, variations in the molecular structures of appears that any modeling effort that describes the phase asphaltenes and resins, and the polydispersivity effects. This Tecoaminocan crude, which is close to the bottom of the has been the philosophy followed in modeling activity [56, list, is a crude oil with frequent deposition problems. Sanchez in the initial stage High amounts of resins and aromaticity helps the of this research.
Phase behavior in petroleum fluids. France: Paris. Sanchez, G. Escobedo, G. TX: Richardson. Gilmoora House. Transaction B. Afanasyev, V. Matishev, Z. Syunyaev, V. Mansoori, H. Barnes, G. Petroleum Waxes. Dickie, T. Himran, A. Suwono, G. Schantz, P. San Antonio. Ramos, L. Haraguchi, F. Notrispe etc. Park, T. Kwak, G. Park, G. Branco, G. Mansoori, L. De Almeida Xavier etc. Kim, M. Boudh-Hir, G. Eliassi, H. Modaress, G. Germany: Weisbaden. Washington, DC, The chemistry of organotin compounds.
London: Logos Pub, Priyanto, G. Mansoori, A. Chavez, A. Niu, S. Guo, F. Li etc. Chorn, G. Advances In Thermodynamics Vol Kawanaka, K. Leontaritis, S. ACS Symposium Series Chapter DC: Washington, Kawanaka, S. Manafi, G. Mansoori, S. Leontaritis, G. Mansoori, D. Vazquez, M. Vasquez, G. Hu, S. Lib, N. Liub etc. Mousavi-Dehghani, M.
Riazi, M. Vafaie-Sefti, G. Vasquez, J. Mexico: Mexico City. Placio de Los Deportes. Von Albrecht, W. Salathiel, D. Stimulation of asphaltic deep wells and shallow wells in Lake Maracaibo, Venezuela.
Haskett, M. Katz, K. Bunger and N. Li, Editors. Chemistry of Asphaltenes, OK: Oklahoma City. Удаление асфальтенов и других тяжёлых органических отложений из нефтяных скважин и трубопроводов Г. Прежде всего идентифицируются тяжёлые органические веще- ства, которые отлагаются из нефтяных жидкостей, и отмечается, что более сложными элементами этих соединений являются асфальтены.
Представлены шесть различных групп методов локаль- ного удаления: i изменение схемы добычи; ii химическая обработка; iii воздействие внешних сил; iv механическая обработка; v термическая обработка; vi биологическая обработка. Также представлены восемь этапов, которые оказываются необходимыми и эффективными при предот- вращении, снижении интенсивности и удалении отложений: a прогнозное моделирование и анализ; b заканчивание нефтяных скважин в двух горизонтах; c испытания на совместимость закачиваемых жидкостей перед применением; d анализ состава тяжёлых органических веществ в пласте при разработке схемы добычи; e применение методов механического удаления отло- жений; f применение растворителей для удаления отложений; g обработка горячей нефтью; h использование дисперсантов для предотвращения отложений тяжёлых органических веществ, особенно асфальтенов.
В целом, правильный путь борьбы - это анализ сочетания прогнозного моделирования, экспериментирования и удаления отложений. Borehole collapse, circulation losses and sand production are costly problems for the petroleum production. In the study presented here, a model based on Mohr-Coulomb failure criterion is used to analyze wellbore stability for three synthetic cases with different stress regimes.
For each case, the analyses are performed to select wellbore inclination and azimuth for instability minimization. After the most stable well direction is selected, the analyses are carried out to determine free-sanding bottomhole flowing pressure BHP associated with different values of reservoir pressure in order to predict potential of sanding in the future production process.
The study shows that geomechanical stability analysis can provide valuable supports for selecting wellbore trajectory and controlling sand production. Adress: trungpn vpi. There also are various failure criteria which In the last two decades, the petroleum industry has are used to determine the onset of failure in the rocks.
Many geotechnical analysis methods and within the service sector [1]. Geomechanical stability programs require use of this failure criterion. The geomechanical instability is usually by using a combination of linear elastic constitutive faced in the drilling with high rig rates in deep model and Mohr- Coulomb failure criteria. The method water, the drilling in tectonic fields, salt-domes, high- has been employed to analyze wellbore stability for pressure high-temperature fields, and the drilling of three synthetic cases with different stress regimes.
The more horizontal, highly deviated and multilateral wells calculated results show the effect of inclination and [2]-[4]. Another problem requiring geomechanical azimuth on wellbore stability is strongly dependent on stability analysis is related to sand production [5]- in-situ stress state. For the most stable wellbore of each [7].
Production of reservoir fluids at high rates low case, the analyses are also carried out for examining bottomhole flowing pressure cause an increase in the the influence of reservoir depletion on the potential of induced tangential stresses concentrated on the face sanding.
The study has demonstrated the important of an open hole or on the walls of perforations in a role of geomechanical stability analysis in solution of cased hole. If these induced stresses exceed formation some practical problems in petroleum engineering.
Stresses around hole the mechanisms upon which the rock failure has The holes of wellbore or perforation tunnel and occurred. It is very important to exactly determine their adjacent formation are often approximated as what mechanism has caused the problem of formation thick-walled hollow cylinder.
Therefore, it is possible instability.
All the constitutive models i. The stresses in the vicinity have only studied the effect of a few parameters of the deviated hole are most conveniently described in a on the hole stability and have ignored the rest [8]- coordinate system x, y, z, where the z-axis is parallel to [11]. Actually, there is no constitutive model which the hole, y-axis to be horizontal, and x-axis to be parallel can handle all the parameters that affect the hole to the lowermost radial direction of the hole fig.
Equations 2 represent the The transformation can be described mathematically stress state in the case of no hole in the formation. Failure criterion For evaluating collapse of hole wall, the Mohr- Coulomb failure criterion is employed for example, see [2], [3], [6]. This is governed by the maximum and the minimum stresses. The Mohr-Coulomb criterion can be expressed Fig.
Low stress case: 2 1 2 3. Computer program Azi. The modeling method described above have been Azi. Description of synthetic cases Measured data from a field of Vietnam are used in the synthetic cases: The sandstone has a cohesion of 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 psi, a friction angle of At a production depth of ft, the Inclination, degree vertical stress is equivalent to the overburden pressure, equal to psi, the pore pressure is taken at Fig.
The calculations of minimum bottomhole pressure for the low stress case are presented in Figure 5 for different wellbore inclination and azimuths. Because of the isotropic horizontal stress state of this case, the Minimum BHP, psi results should be independent of wellbore azimuth angle.
This expectation is clearly shown in Figure 5 where plots associated with different azimuths are in the same. The case is in an RF stress regime with anisotropic horizontal stress. Contrary to two above cases, the most stable wellbore inclination is horizontal.
The most stable wellbore trajectory is associated with a horizontal wellbore which has the azimuth angle equal to 30o. Critical Bottomhole Pressure as functions of stress regime. The difference between the base case and the low stress case is that the first is in isotropic horizontal operating envelope stress state while the second is in the stress state of of sand free horizontal anisotropy. Effect of wellbore inclination and azimuth The program has been used to study influence of inclination and azimuth on wellbore stability.
The results are shown sand failure in Figures However, the optimum drilling trajectory 0 is not necessarily vertical. In this case, the most stable Reservoir Pressure, psi Fig. Sand free operating envelope plot base case well path from the vertical direction. In these situations, Minimum BHP, psi deviated and horizontal wellbores are potentially more stable than vertical wellbores. The inclination and azimuth of the most stable wellbore should be Azi.
The aforementioned calculations are obtained with Azi. However, the Azi. In order to show the influence of reservoir depletion, the analyses have been carried out for these three cases with different reservoir pressures.
For each 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 case, the most stable wellbore trajectory inclination and azimuth is used in the calculation. The obtained results Inclination, degree for base case, low stress case, and high stress case are shown in Figures , respectively. For these figures, Fig. Critical Bottomhole Pressure as functions of it should be noted that the bottomhole pressure must inclination high stress case be lower than reservoir pressure in a production well. As the reservoir pressure operating decreases from psi initial reservoir pressure to envelope of sand psi, the minimum bottomhole pressure of sand free production decreases from psi to psi i.
It means that the well can not produce without sand failure when the reservoir pressure decreases below psi. BHP, psi Figure 8 shows the sand free operating envelope plot for the low stress case. As the reservoir pressure sand failure decreases from psi to psi, the minimum bottomhole pressure decreases from psi to psi i. It means that the well can not produce 0 without sand failure when the reservoir pressure below 0 psi.
The sand free production period in this case is therefore can be longer than in the base case. Reservoir Pressure, psi For the high stress case, the sand free operating envelope plot is presented in Figure 9. At the initial Fig. Sand free operating envelope plot reservoir pressure of psi, the minimum bottomhole low stress case pressure is equal to psi.
It means that the operating envelop of sand right half part of the graph. This part is then divided free production in this case is much smaller than the into sand free operating envelope and sand failure zone. The sand free operating envelope plot for the base 4. The obtained results show the influences of well inclination, well azimuth, and reservoir depletion under different stress regime.
Reservoir Pressure, psi In order to improve the accuracy of the predictions, more works should be carried out for modeling the effect Fig. Sand free operating envelope plot of water-cut increase, the effect of high compressibility high stress case of production fluid in gas producer, etc. References 1. Papanastasious, A. Petroleum Related Rock Mechanics.
Elsevier Publications, Zhou, R. Hillis, M. Karstad, B. Texas: Dallas. Penperthy, C. Texas: Richarson. Yi, P. Valko, J. Al-Awad, S. Hudson, J. New York: Pergamon Press Inc. Chales, S. Vasarhelyi, P. Wu, C. Irving, Texas: Irving. Такие осложнения, как разрушение ствола скважины, потеря циркуляции и пескопрявление приводят к большим затратам при добыче нефти. В исследовании, представленном в данной статье модель, основанная на критерии разрушения Мора-Коломба Mohr-Coulomb , применяется для анализа устойчивости ствола скважины для трёх искусственных случаев с различными режимами напряжения.
При каждом случае анализ проводится для выбора угла наклона и азимута для уменьшения неустойчивости. После выбора наиболее стабильного направления скважины проводится анализ с целью определения текущего забойного давления выноса песка, связанного с различными значениями пластового давления для прогнозирования потенциала пескопроявления в будущем процессе добычи.
Исследование показывает, что анализ геомеханической стабильности может оказать ценную помощь при выборе траектории ствола скважины и контроля выноса песка. Аббасов АГНА, ГНКАР Предложены непараметрические критерии диагностирования состояния динамических про- цессов на основе изменения характера распределения колебаний технологических параметров.
Разработанные критерии позволяют диагностировать изменения в состоянии исследуемого процесса и в случае анализа данных с асимметрией распределения, а также, когда применение других критериев некорректно, нецелесообразно или затруднительно.
Применимость диагностических критериев апро- бирована как на модельных, так и на практических примерах. Предложенные статистические критерии позволяют упростить диагностирование процессов, описываемых мультифракталь- ными, хаотическими колебаниями, а алгоритм их расчета может быть легко реализован.
Ключевые слова: динамические процессы, временные ряды, колебания, распределение, диа- гностирование, непараметрические критерии, нефтяные скважины Адрес связи: petrotech asoa. Сложность динамической системы гностики, позволяющих по данным нормальной связана с непрерывным изменением ее состояния эксплуатации оценивать как состояние, так и харак- под воздействием внешних и внутренних причин теристики динамических процессов [2, 3].
Одним из [1]. Под это определение подпадают многие при- них является метод, основанный на измерении мощ- родные и технологические процессы, в том числе ности или амплитуды контролируемого сигнала [5]. Эти процессы В качестве диагностического сигнала может исполь- требуют постоянного контроля основных технологи- зоваться температура, давление, шум, вибрация и ческих параметров и своевременного реагирования многие другие параметры.
Технология строится на на изменение их состояния. В статистике используют два вида критериев: В нефтегазопромысловой практике, в основном, параметрические, построенные на основании ста- для диагностирования "внутреннего" состоя ния тистических параметров заданной выборки таких системы "пласт-скважина", оценки фильтрационных как дисперсия, коэффициент вариации, норми- свойств призабойной зоны и определения техноло- рованное отклонение и др.
Параметрические критерии служат для сятся к первой диагностической группе и связаны проверки гипотез о параметрах совокупностей, рас- с изучением реакции системы "пласт-скважина" на пределяемых по нормальному закону, а непараме- изменение режима работы скважин. Их использование правомочно только в том случае, если исследуемый y max b временной ряд подчиняется нормальному распре- делению.
В тоже время установлено, что большин- ство природных процессов не подчиняется нормаль- s2 ному распределению [8, 9]. Довольно часто, вообще затруднительно говорить о подчинении анализиру- емых данных определенному закону распределения. Оценка состояния динамических процессов y min 1. Исходные данные ранжируются по возрастанию. Затем опре- Рис. Кривая ранжированных данных деляется отношение площади отклонения получен- ной кривой от прямой равномерного распределе- ния, соединяющей точки с координатами 1, ymin и По изменению величины S можно судить об n, ymax , к площади треугольника abc, с координата- изменении состояния динамической системы.
Значения критерия S площадей, заключенных между ранжированными составили соответственно 0. При этом значение S меняется в интервале от 0 до 1. Преимуществом предложенного подхода явля- При сравнении нескольких динамических про- ется то, что его можно использовать и для данных, цессов с различным числом замеров можно приме- преобразованных различными методами удаления нить следующий алгоритм расчета.
Исходные данные ранжируются по возростанию и нормируются относительно максимального и 1. B Аналогично нормируются и порядковые номера 1 ранжированных значений Ni. Значения Yi и Ni изме- няются от 0 до 1 рис. Такое преобразование нормирование исходных S2 данных не отражается на форме их распределения и, в то же время, позволяет наглядно представить изме- нения в характере распределения данных с разным Y числом замеров и различными максимальными и минимальными значениями. Диагностирование асимметрии данных Y 0.
Реализация генератора случайных чисел мированными значениями изучаемого нормальное распределение параметра и прямой равномерного рас- пределения рис. Применение предложенных крите- 0 риев в нефтегазодобыче n При анализе процесса нефтедобычи очень важно заблаговременно диагности- Рис. Реализация генератора случайных чисел ровать изменения в работе скважин для равномерное распределение принятия свовременного решения по их регулированию. Реализация генератора случайных чисел скважине в июле г.
Дальнейшая работа скважины 0. Ранжированные нормированные данные критерии диагностирования состоя- различных видов распределения ния динамических процессов на основе 1 оценки характера распределения про- 0.
Разработанные критерии позволяют 0. Динамика данных левосторонняя асимметрия Рис. Динамика устьевого давления нормиро- ванного нефтяной скважины в июле г.
Динамика устьевого давления нормиро- Рис. Гистограмма распределения значений ванного нефтяной скважины в июле г. Ранжированные нормированные данные: Рис. Мирзаджанзаде, Н. Алиев, Х. Юсифзаде и др. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Mirzajanzadeh, N. Aliyev, X. Yusifzadeh i dr. Fragmenty razrabotki morskikh neftegazovykh mestorozhdeniy. Baku: Elm, 3. Мирзаджанзаде, М. Хасанов, Р. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобы- чи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность.
Уфа: Гилем, Mirzajanzadeh, М. М Hasanov, R. Etudi o modelirovanii slozhnykh sistem neftedobychi. Nelineynost, neravnovesnost, neodnorodnost. Виброакустические методы диагностики СЭУ. Ленинград: Изд-во Ленинградского кора- блестроительного института, Vibroakusticheskiye metody diagnostiki SEu.
Бендат, А. Прикладной анализ случайных данных. Bendat, A. Applied Analysis of Random Data. Мирзаджанзаде, Ч. Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку: «Азербайджан», Mirzajanzadeh, C. Diakoptika protsessov nefteotdachi plastov.
Jensen, L. Lake, P. Corbett, D. Statistics for Petroleum Engineers and Geoscientists. Amsterdam: Elsevier, Хаос и порядок на рынках капитала.
Chaos and Order in the Capital Markets. Fractals, Hasard et Finance. Paris: Flammarion, Developed criteria allow diagnosing changes in conditions of investigated process and in case of analysis of data with asymmetric of distribution, and also when other criteria are inapplicable, inexpedient or complicated.
The advantage of introduced approach is that it can be used for data transformed by different trend removal methods. Applicability of diagnostic criteria has been tested on both modelled and practical examples of oil and gas production.
Сформулированы подходы по оценке смачиваемости карбонатных отложений подсолевых залежей нефти Припятского прогиба, основанные на условиях их формирова- ния. Утверждается, что извлечение нефти из карбонатных пород-коллекторов Припятского прогиба за счет действия противоточной капиллярной пропитки невозможно. Адрес для связи: v. Текущий Среди исследователей нет единой точки зрения коэффициент использования запасов по основным по поводу смачиваемости карбонатных отложений.
Авторы [2] считают, что карбонатные коллектора геолого-технических мероприятий, направленных на нефтяных месторождений Беларуси по своей смачива- повышение нефтеотдачи продуктивных горизонтов, на емости близки к гидрофобным. Захария пришел увеличение охвата нефтенасыщенных пластов вытес- к заключению, что изначально все горные породы нением. Исследованиями, запасов нефти, сосредоточенных в низкопористых и проведенными на большом числе образцов, отобран- низкопроницаемых коллекторах, можно вытеснить за ных из залежей многих нефтяных регионов мира, счет противоточной капиллярной пропитки [2].
Желтовым с использованием модели среды с Как сказано выше, смачиваемость карбонатных кол- двойной пористостью. Нагнетаемая в такие коллекто- лекторов имеет большое значение при извлечении ры вода под действием гидродинамического градиента запасов нефти. Нами выполнена оценка возможности давления проникает в высокопроницаемые слои.
Вода добычи нефти из подсолевых карбонатных отложений под действием капиллярных сил из высокопроница- Припятского прогиба на основе механизма противо- емых слоев в различных направлениях внедряется в точной капиллярной пропитки. Карбонатные коллекторы саргаевского, семилук- Действие механизма противоточной капиллярной ского и воронежского горизонтов Припятского про- пропитки основано на силах молекулярного взаимо- гиба сформировались в морской водной среде.
Их действия. Величина этих сил зависит от энергии связи постседиментационные преобразования происходили между водой и горной породой, которые характери- исключительно в водной среде и, в первую очередь, зуются смачиваемостью — свойством жидкости при- под влиянием водных растворов [9]. Будем также липать и растекаться на твердой поверхности. Породы, полагать, что горная порода является гидрофильной которые смачиваются водой, считаются гидрофильны- по отношению к материнской среде, то есть к среде, в ми, несмачиваемые — гидрофобными [4].
На ной капиллярной пропитки в основном определяет- основании изложенного можно констатировать, что ся степенью смачиваемости нефтенасыщенный поро- карбонатные породы-коллекторы посдолевых залежей ды. Очевидно, что с ростом гидрофобизации породы Припятского прогиба являются гидрофильными, то есть эффективность данного механизма снижается [5].
С они хорошо смачиваются водой и, соответственно, не этой точки зрения представляются очень полезными смачиваются нефтью. И чем больше разница, тем воды, при анализе кернового материала обычно опре- сильнее взаимодействие [6]. Но имеется масса фак- деляют лишь ее общее количество. По результатам тов, противоречащих такому объяснению. Например, исследований кернового материала более чем на тальк и сульфидные минералы не смачиваются водой. Простой и наглядный пример такого явления насыщенности от пористости, при значениях коэффи- приводится в опытах Дево: пластинка парафина, рас- циента пористости ниже 2.
По результатам геофизических иссле- контакта с водой имеет гидрофильную поверхность, дований, проведенных в РУП «ПО «Белоруснефть» на а со стороны контакта с воздухом — гидрофобную [12].
В зависимости от механизмов Данные факты указывают на то, что капиллярные возникновения этих сил на границах раздела фаз и поры и микротрещины матрицы породы заполне- формируются те или иные свойства твердого тела [13]. Идеальным приме- Сформулированный вывод имеет значение при ром являются чисто кавернозные породы, описан- оценке наличия запасов нефти в капиллярных пусто- ные Котяховым, у которых пористая часть матрицы тах подсолевых отложений Припятского прогиба.
Припятского прогиба сформированы в водной среде Итоги выполненной работы можно подвести следу- и изначально были заполнены водой, а нефть в пласте ющим образом: появилась в более поздний период, возникает вопрос: 1. Горная порода, которая сформировалась в водной могла ли нефть вытеснить связанную и капиллярную среде, является гидрофильной.
Механизмы межмо- воду? Очевидно, что вода, первоначально заполнявшая лекулярного взаимодействия воды и поверхностного породу, не могла быть полностью вытеснена «чуже- слоя породы на всех стадиях ее образования и преоб- родной» нефтью из пласта при образовании залежи. В разования реализуются таким образом, что формиру- настоящее время о виде остаточной воды многие иссле- ется гидрофильная горная порода; дователи высказывают различные мнения, но большин- 2.
Литература 1. Демяненко, В. Пысенков, А. Гомель, Demyanenko, V. Pysenkov, A. Gomel, Бескопыльный, Н. Демяненко, Н. Карташ и др. Beskopylniy, N. Demyanenko, N. Kartash i dr. Течение однородных жидкостей в пористой среде.
Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Сергеев, Г. Голодковская, Р. Зиангиров и др. Sergeev, G. Golodkovskaya, R. Ziangirov et al. Soil Science. Совершенствование методики подсчета запасов нефти в карбонатных коллекторах на при- мере Припятского прогиба. Губкина, Sovershenstvovaniye metodiki podscheta zapasov nefti v karbonatnykh kollektorakh na primere Pripyatskogo progiba. Gubkina, Урьев, К. Обморышев, А. Mahnach, I. Uryev, K. Obmoryshev, A. Litologiya i neftenosnost semilukskikh otlozheniy Pripyatskogo progiba.
Постседиментационные изменения межсолевых девонских отложений Припятского про- гиба. Postsedimentatsionniye izmeneniya mezhsolevykh devonskikh otlozheniy Pripyatskogo progiba. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. Basis of oil-field geology and development of fractured reservoirs.
Элементарный учебник физики. Textbook of Elementary Physics. Физикохимия поверхности. Учебник монография. Physical Chemistry of the Surface. Физика нефтяного и газового пласта. Fizika neftyanogo i gazovogo plasta. Физика нефтяных и газовых коллекторов. Fizika neftyanykh i gazovykh kollektorov.
Формирование коллекторов нефтеносных комплексов Припятского прогиба. Formirovaniye kollektorov neftenosnykh kompleksov Pripyatskogo progiba. Электроповерхностные явления в глинистых породах. Electrosurface phenomena in clay rocks. It is maintained that oil recovery form carbonate reservoirs of the Pripyatskiy trough by means of counterflow capillary impregnation is impossible.
Исмайлов НИПИ "Нефтегаз" В нефтегазодобыче применяется множество методов борьбы с осложнениями, связанными с парафиноотложением в насосно-компрессорных трубах. В последнее время повысился интерес к применению средств очистки стенок труб от парафина механическим способом с использованием энергии нефтегазового потока.
Для предотвращения парафиноотложения в подъемных трубах скважин, эксплуатируемых фонтанным и газлифтным способами, предлагается использовать плунжерные подъемники. Время подъема и спуска плунжера сильно влияет на работоспособность плунжерного лифта.
В статье рассмотрен вопросы определения времени подъема и спуска плунжера в зависимости от параметров системы скважи- на—пласт, от каких факторов зависит время, затрачиваемое на один цикл работы плунжера.
Ключевые слова: насосно-компрессорные трубы, плунжер, клапан, газовый фактор, коэффици- ент сопротивления, коэффициент продуктивности пласта, давление на контуре пласта, забойное давление, масса жидкости. Адрес связи: vugar. В скважинах с большим количеством газа, где под- На сегодняшний день, очистка стенок труб от нятие плунжера и жидкости на поверхность обе- парафина механическим способом, используя энер- спечивается за счет газа скважины, нет необходимо- гию нефтегазового потока, становится наиболее сти дополнительного закачивания газа в скважину.
В актуальна. В последнее время, для предотвращения таком случае на поднятие плунжера затрачивается парафиноотложений в подъемных трубах скважин, только энергия пластового газа. Движущийся за счет энергии потока плунжер тации, так и при фонтанной эксплуатации при боль- препятствует прилипанию парафиновых отложений шом газовом факторе.
Применение таких лифтов к стенкам труб и они вместе с потоком выносятся на эффективно в наклонных пескопроявляющих скважи- поверхность. Плунжер с открытым время конструкции и технологии не дают ожидаемых клапаном по своему пути движется сначала в газовой результатов.
Так, частый прихват плунжера в НКТ, среде, потом в столбе жидкости и свободно опускает- слом плунжера и амортизаторов, преждевременное ся, пока шток клапана не достигнет нижнего аморти- отделение плунжера от нижнего амортизатора, уве- затора, установленного на башмаке НКТ. После чего личение количества циклов, утечка газа при работе клапан плунжера закрывается и прекращается про- бесперерывным газлифтным способом, увеличение ход газа и жидкости через него.
Нефть и газ, поступа- скорости поднятия плунжера и другие недостатки ющие из пласта, а также газ, закачиваемый из затруб- существуют и по сей день [1, 2, 3]. Эксплуатация плунжерным лифтом возмож- Когда это давление превышает силы сопротивления на только при определенных значениях параметров гидростатическое давление накопленной на плун- системы пласт-скважина.
Жидкость, находя- подъема затрудняется. В это время нагнетаемый рабо- щаяся на плунжере, пройдя через трубы с отверстия- чий агент поглощается пластом, увеличивается время ми, подается на выкидную линию.
Схема рас- колонны должен быть везде одинаковым, а параметры чета дается на рисунке 1. За начало оси Х давления при заданных условиях.
