Глубинное оборудование

Cтраница 2

При бурении скважины используется следующее глубинное оборудование. [16]

Для вероятностной оценки состояния глубинного оборудования предложены статистические методы распознавания, одним из которых является метод Байеса. [17]

Чтобы выявить причину отказа глубинного оборудования иногда требуется поднять его на поверхность. [18]

Зависимость обрывности насосов от глубины подвески. [19]

Отказом считался вынужденный подъем глубинного оборудования на поверхность, связанный с прекращением работы одного из узлов. [20]

Другим критерием оценки состояния глубинного оборудования является число выбросов случайных колебаний осевой нагрузки. [21]

Специальное рассмотрение причин отказов глубинного оборудования насосных скважин с ЭЦН позволяет предусмотреть оснащение специализированных мастерских соответствующим оборудованием, резервировать необходимые типоразмеры погружных установок и отдельных ее элементов. При этом также появляются условия для более глубокой специализации основной службы во всех ее звеньях, вплоть до бригад подземного ремонта и подготовительных бригад. [22]

Предложен количественный критерий оценки состояния глубинного оборудования, определяемый как отношение мощностей случайных колебаний в начале и в процессе бурения. С применением этого критерия установлены корреляционные зависимости между износом элементов вооружения и опоры долота, интенсивностью искривления ствола скважины и, спектром колебаний давления промывочной жидкости для различных по буримо-сти горных пород, типов долот и забойных двигателей. [23]

Применение химических ингибиторов для защиты глубинного оборудования только тогда достигает цели, когда их вводят в требуемых количествах и через необходимые промежутки времени в те места, которые надо защищать. Шок и Сэдбери [15] отмечают, что в газонапорных скважинах в межтрубном пространстве находится значительный столб воды, поэтому любой метод применения ингибиторов должен быть спроектирован так, чтобы ингибитор смешивался с водой и попадал затем на дно скважины. Нефте-растворимые и эмульсионные ингибиторы не эффективны, так как они вводятся в скважину продувкой через газонапорные вентили и никогда не достигают конца насосно-компрессорных труб. Эллиотт [143] и Бертнесс [17] обсуждают проекты систем инжектирования ингибиторов, метод твердых ингибиторов, автоматическую закупорку, непрерывное инжектирование в межтрубное пространство в газонапорных [143] и насосных [17] скважинах. Обычно доставку ингибитора на дно скважины осуществляют добавлением к нему утяжеляющих наполнителей. Риггс и Шок [144] описывают утяжеленный ингибитор коррозии для нефтяных скважин, который после ввода погружается на дно скважины. [24]

Возникновение отложений АСПВ на стенках глубинного оборудования в работающих и простаивающих скважинах зависит от материала глубинного оборудования и состояния его внутренних поверхностей. Эти факторы во многом определяют расположение зон АСПО, скорость отложения осадков, их толщину, конфигурацию, форму, структуру, плотность и др. Чем более гидро-фобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее парафиноотложение при прочих равных условиях. [25]

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. [26]

Процесс бурения всегда характеризуется интенсивными вибрациями глубинного оборудования из-за многочисленных факторов, в частности, неоднородности горных пород, случайных колебаний осевой нагрузки, пульсаций давления промывочной жидкости. С одной стороны, вибрации и создаваемые ими динамические силы увеличивают интенсивность разрушения породы, с другой - вызывают износ и отказ забойных двигателей, появление усталостных напряжений в муфтах, замках, на вооружении и опорах долот, отскоки и скольжения долота, виброперемещения колонны бурильных труб, недоиспользование ресурса забойных двигателей и мощностей, подводимых к забою скважины. Все это ведет к ухудшению технико-экономических показателей бурения и к снижению показателей надежности глубинного бурового оборудования. [27]

Анализ нефтепромысловой практики применения методик подбора скважинного глубинного оборудования ( расстановки клапанов при газлифтной эксплуатации скважин, плунжерных насосов ( ШГН), электроцентробежных насосов ( ЭЦН) и других) показывает, что качество подбора оборудования определяется полнотой учета в этих методиках свойств сква-жинной продукции при термобарических условиях откачки. [28]

Комплекс перечисленных показателей отражает оснащенность метода наземным и глубинным оборудованием, затраты гидравлической мощности, совершенство применяемых режимов транспортирования и нагнетания тампонажных смесей, соответствие свойств и количества тампонажных материалов характеристике поглощения и условиям производства изоляционных работ. [29]

Исходя из анализа, проведенного в разделе Глубинное оборудование для предотвращения открытого фонтанирования нефтяных и газовых скважин, с учетом требований, предъявляемых к ним и сформулированных там же, разработаны несколько схем узла уплотнения и фиксирования пакера в скважине, которые послужили базой для создания устройств, применяемых с клапанами-отсекателями различного типа и назначения. [30]

Страницы: 1 2 3 4