Устьевое оборудование - скважина
Cтраница 2
Сероводородная среда является коррозионным агентом для устьевого оборудования скважин, и при напряженном состоянии оно становится хрупким. Высоколегированные стали, прошедшие термообработку, практически неустойчивы при эксплуатации в сероводородной среде. [16]
Текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. [17]
Требования настоящей главы распространяются на обсадные и эксплуатационные колонны, устьевое оборудование скважин, промысловые трубопроводы, технологическое оборудование и сооружения. [18]
Сероводород представляет опасность при газо - и газонефте-водопроявлениях для труб и устьевого оборудования скважин в случае прямого контактирования. Повышенное содержание агрессивных, токсичных газов и аномально высокие пластовые давления обусловливают выбор переводников на шарошечные долота, утяжеленных бурильных труб, бурильных и ведущих труб и, особенно, обсадных и насосно-компрессорных труб. [19]
Цель первой группы мер предупреждения открытых фонтанов - повышение устойчивости и долговечности устьевого оборудования скважин. [20]
 |
Пружинный манометр. [21] |
Эти манометры используются при определении давлений в затрубном пространстве и в выкидной линии устьевого оборудования скважины. [22]
Отбор проб воды на химический анализ и на растворенные газы производится непосредственно через вентиль на устьевом оборудовании скважины до поступления воды в трапную установку. Отбор проб газа производится из паропровода через штуцер и, чтобы исключить случайное попадание атмосферного воздуха в паропровод, последний перед отбором газа открывается на выпуск газа на 10 - 15 мин. [23]
Эти давления определяют выбор необходимых параметров промывочных жидкостей и усилия, действующего на обсадные колонны, забойное и устьевое оборудование скважины. [24]
Причинами утечек вредных веществ в атмосферу могут быть: несовершенство систем сбора и транспорта нефти; плохая герметичность устьевого оборудования скважин; несовершенство сепа-рационной аппаратуры и собственно процесса сепарации; нарушение герметичности систем подготовки нефти и воды; аварии и нарушения правил эксплуатации нефтепродуктопроводов; прорыв газа по трещинам в пластах при разбуривании месторождений ( грифонообразование); сжигание попутных газов в факелах. [25]
В технологической схеме внутрипромыслового сбора эти потери, загрязняющие атмосферу, стали носить эпизодический характер, так как цррисходат только в случае аварийной разгерметизации устьевого оборудования скважин или при порывах на трубопроводах. Me-ры по повышению надежности последних были описаны выше. [26]
В настоящее время в отечественной нефтяной и газовой промышленности в эксплуатации находятся сотни тысяч запорных устройств, причем большую их часть ( клиновые задвижки, прямоточные задвижки и краны) применяют в устьевом оборудовании скважин. [27]
Оборудование для эксплуатации скважин этим способом [ 166J включает ( рис. 1.6): штанговый глубинный насос 19, систему насос-но-компрессорныхтруб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя 3, устьевое оборудование скважины 15, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления 13 и 14 для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки. [28]
На глубине выше продуктивного горизонта устанавливают пакер для разобщения затрубного пространства скважины, а на колонне на-сосно-компрессорных труб на определенную глубину, где давление выше давления насыщения, спускают ниппель для установки отсекателя. Устьевое оборудование скважины включает обводную линию с запорными органами для направления потока жидкости, минуя устьевой штуцер, мерное приспособление для замера расхода жидкости и манометры для определения давления скважины. [29]
Разработанный и апробированный яа Швбелинском газовом месторождении способ определения параметров пластов / 3 / впервые позволил с устья скважины определить дебит я физико-химический состав флюида, поступающего из каждого пласта в отдельности для скважины с перепущенными ниже подошвы самого нижнего пласта НКТ без пакера в ЗП. Устьевое оборудование скважины должно позволять пускать скважину в работу по ЗП и НКТ одновременно и обеспечивать возможность плавного изменения дебита в ЗП и НКТ с помощью рабочих задвижек или регулируемых штуцеров на устье скважины. [30]
Страницы: 1 2 3 4