Міжремонтний період роботи свердловин встановлюють на кожен квартал при затвердженні технологічного режиму за чинним фонду свердловин, проектну тривалість цього періоду відзначають у відомості технологічного режиму ділянки видобутку нафти.
Міжремонтний період роботи свердловин встановлюють на кожен квартал при затвердженні технологічного режиму по свердловинах діючого фонду з занесенням запроектованої тривалості міжремонтного періоду в відомість технологічного режиму ділянки видобутку нафти.
Міжремонтний період роботи свердловин встановлюють на кожен квартал при затвердженні технологічного режиму за чинним фонду свердловин, проектну тривалість цього періоду відзначають у відомості технологічного режиму ділянки видобутку нафти.
Міжремонтний період роботи свердловин по об'єднанню Башнефть зріс з 129 в 1970 р до 140 сут в 1971 р Зниження коефіцієнта експлуатації свердловин з 0 95 до 0 944 в 1971 р, пояснюється лише тим, що при новій структурі управління виробництвом РІТС зацікавлені в об'єктивному і правильному, відображенні часу простоїв.
Міжремонтний період роботи свердловин, обладнаних ДПН, порівняно великий, що зменшує число нещасних випадків.
Міжремонтний період роботи свердловин дорівнює приблизно одному місяцю. Середній термін служби штангових насосів становить 40 днів. Термін служби штанг дорівнює 4 місяців, а насосно-компресорних труб - 6 - 8 місяців.
Міжремонтний період роботи свердловин, обладнаних ДПН, порівняно великий.
Міжремонтний період роботи свердловин встановлюють на кожен квартал при затвердженні технологічного режиму по свердловинах діючого фонду з занесенням запроектованої тривалості міжремонтного періоду в відомість технологічного режиму ділянки видобутку нафти.
Міжремонтний період роботи свердловини зазвичай визначають один раз в квартал; визначають його шляхом ділення кількості свердловин-днів, відпрацьованих протягом кварталу, на число підземних ремонтів, вироблених за той же час в даній свердловині.
Якщо міжремонтний період роботи свердловин після обробки привибійної зони холодним реагентом збільшується на 5 діб, то при підігріві розчинника до температури, при якій випаровується 50 - 60% його маси, він зросте від 61 2 до 85 4 діб. Результати обробки привибійної зони нафтових свердловин вуглеводневими розчинниками з подальшим їх підігрівом дозволяють стверджувати, що після закачування їх необхідно нагрівати привибійну зону свердловини до температури, при якій 50 - 60% реагенту випаровується. Висока ефективність обробки досягається за рахунок зростання ефекту від дифузії реагенту.
Тривалість міжремонтного періоду роботи свердловини зазвичай визначають один раз в квартал (або півріччя) шляхом ділення числа свердловин-днів, відпрацьованих протягом кварталу (півріччя), на число підземних ремонтів за той же час в даній свердловині.
Тривалість міжремонтного періоду роботи свердловини зазвичай визначають один раз в квартал (або півріччя) шляхом ділення числа свердловин-днів, відпрацьованих протягом кварталу (півріччя), на число підземних ремонтів за той же робочий час в даній свердловині.
Під міжремонтним періодом роботи свердловин мається на увазі відрізок часу (період фактичної або планованої їх експлуатації) між послідовно проведеними підземними ремонтами.
Під міжремонтним періодом роботи свердловин розуміється тривалість фактичної експлуатації свердловин від ремонту до ремонту, тобто час між двома послідовно проведеними ремонтами.
Під міжремонтним періодом роботи свердловин розуміється тривалість фактичної експлуатації свердловини від ремонту до ремонту, тобто час між двома послідовно проведеними ремонтами.
Проводиться комплекс геолого-технічних заходів щодо поліпшення роботи глибинно-насосного обладнання, збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин, підвищення продуктивності за рахунок періодичних обробок привибійної зони свердловин.
Складність економічної ситуації вимагає максимальної віддачі від наявного обладнання, збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин.
Застосування їх дозволяє прискорити процес ремонту, підвищити якість ремонту і збільшити міжремонтний період роботи свердловин.
Технологія підземного ремонту нафтових свердловин як об'єкт стандартизації істотно впливає на міжремонтний період роботи свердловин.
При винесенні піску норма видобутку встановлюється в таких межах, при яких забезпечується заданий міжремонтний період роботи свердловини.
Метою цієї роботи є підвищення ефективності способу відновлення герметичності колон НКТ шляхом збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин.
Ускладнення, що виникають в глубіннонасосной свердловинах через присутність піску, призводять до зниження міжремонтного періоду роботи свердловин, вибуття великої кількості свердловин з ладу через деформацію експлуатаційних колон і прориву сторонніх вод, до аварій, пов'язаних з прихопив підйомних труб, до недобору великої кількості нафти і підвищення собівартості видобутої нафти.