Внутрискважинное оборудование
Cтраница 1
Внутрискважинное оборудование, технологические аппараты, обсадные и лифтовые трубы, трубопроводы и другое оборудование, используемое в коррозион-но-агрессивной среде, с параметрами, указанными в табл. 5 на основании рекомендаций NACE MR-01-75, изд. США, должны быть стойкими к сульфидно му растрескиванию. Данное требование не отменяет ин-гибиторную защиту. [1]
 |
Гидравлическая схема установки ЛСПК-131. [2] |
Внутрискважинное оборудование спускается в скважину на проволоке диаметром 1 82; 2 06; 2 34 мм. Наиболее часто применяют стальную проволоку диаметром 2 34 мм с высокой упругостью, необходимой для работ, связанных с ударным воздействием. Для ловильных же работ, связанных с высокими нагрузками, используют металлический канат. [3]
Внутрискважинное оборудование спускается в скважину на проволоке диаметром 1 82; 2 06; 2 34 мм. Наиболее часто применяют стальную поо-волоку диаметром 2 34 мм с высокой упругостью, необходимой для работ, связанных с ударным воздействием. Для ловильных же работ, связанных с высокими нагрузками, используют металлический канат. [4]
Внутрискважинное оборудование, описанное в гл. Ill, обеспечивает современную прогрессивную технологию эксплуатации, освоения и ремонта скважины только вместе с комплексом оборудования и инструментов, спускаемых в НКТ на проволоке или тросе. [5]
К внутрискважинному оборудованию относится пакер, позволяющий разобщать за-трубное пространство в скважине от закачиваемого в пласт пара. [6]
Микробиологический метод очистки внутрискважинного оборудования от АСПО основан на жизнедеятельности в углеводородной среде углеводородоокисляющих бактерий, в результате которой происходит биодеградация парафиновых соединений нефти с выделением, в основном, водорастворимых продуктов, таких, как органические кислоты, спирты, альдегиды, перекиси и т.п., обладающих поверхностной активностью и способствующих интенсивному отмыву АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования. [7]
После уточнения размера внутрискважинного оборудования проверяют трансформатор, рекомендуемый комплектовочной ведомостью, по пределу регулировки напряжения и по мощности. [8]
Разработана классификация способов защиты внутрискважинного оборудования от мехпримесей. [9]
Наряду с восстановлением работоспособности внутрискважинного оборудования ведется работа по обеспечению ритмичной работы фонда, т.е. приведению технических возможностей насосного оборудования в соответствие с до-бывными возможностями скважин. [10]
АСПО был проведен анализ отложений с внутрискважинного оборудования пяти месторождений объединения. [11]
Для газлифтной эксплуатации в подготовленную скважину опускают внутрискважинное оборудование или газлифтную установку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной камерами для установки газлифтных клапанов, ниппелем, воронкой и пакером. Газлифтные клапаны спускают в скважину и устанавливают в камерах только перед пуском скважины, а до этого их место занимают ложные клапаны или пробки, спускаемые вместе с насос-но-компрессорными трубами. [12]
Способы снижения отрицательного влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования можно разделить на четыре группы: химические, технические, технологические и профилактические. [13]
Основным радикальным методом удаления АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования и из ПЗП является применение растворителей на углеводородной основе. Для обеспечения высокого качества операции по удалению АСПО и предотвращения их повторного образования такие составы должны, на наш взгляд, полностью растворять и удерживать в своем объеме все органические составляющие отложений. [14]
Оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные, обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды. [15]
Страницы: 1 2 3 4