Верхняя часть - кондуктор
Cтраница 1
Верхняя часть кондуктора выполнена в виде сменной наладки. [1]
Верхняя часть кондуктора бурящейся скважины и ее устье расположены выше уровня моря. Нижний конец кондуктора устанавливают ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температурой. [2]
 |
Несущая арматура для уста - [ IMAGE ] Соединительное приспо. [3] |
Верхнюю часть кондуктора ( рис. 2), на которую опирается собственно колонна направления морской скважины, соединяют с опорной плитой морского основания ( рис. 3), которая системой направляющих канатов связана с буровой платформой. [4]
В верхней части кондуктора имеется шарнирная рама с угловыми фиксаторами, с помощью которых оголовки устанавливаемых колонн приводят в проектное положение. Кондуктор имеет выдвижные площадки, расположенные в уровнях первого и второго этажей. С этих площадок ведут монтажные и сварочные работы, связанные с установкой ригелей. [5]
Для монтажа новой превенторной установки отрезали верхнюю часть кондуктора, освободив промежуточную колонну. [6]
Для монтажа новой превенторной установки отрезали верхнюю часть кондуктора, освободив промежуточную колонну, Гидравлическим натаскивателем навели герметизирующую компоновку, состоящую из самоуплотняющейся клиновой головки, крестовины, двух превенторов с глухими плашками, но в момент закрытия превенторов с плашек сорвались резиновые уплотнения. [7]
Второе условие включает скважины, в которых, в отличие от первого условия, верхняя часть кондуктора отсутствует. Это условие предусматривает проведение изоляционных работ по пяти вариантам ( с 9-го по 13 - й) в зависимости от расположения головы кондуктора по отношению к границе раздела свит А и В верхнеказанского подъяруса и состояния находящейся в скважине части кондуктора. При этом цементный мост в кондукторе наращивается также постепенно по мере извлечения эксплуатационной колонны. При определенном положении головы кондуктора по отношению к границе раздела свит А и В ( например, выше этой границы) проводятся работы по соединению части извлекаемой колонны с головой кондуктора с целью достижения возможности осуществления изоляционных работ в кондукторе под давлением. НКТ закачивается и продавливается в это кольцевое пространство цементный раствор. [8]
Условие третье распространяется на скважины, в которых кондуктор не зацементирован, зацементирован частично и цементное кольцо ниже границы раздела кунгурского и уфимского ярусов, затруднена проходимость инструмента через верхнюю часть кондуктора, интенсивный излив верхних напорных вод через устье и наличие грифонов вокруг устья скважины. Отмеченное условие характеризует состояние скважины как аварийное. [9]
В литературе можно найти данные о том, что на глубине 150 м силы трения по колонне от осаждающихся вниз песчаника и i равия дают добавку сживающей силе до Ю4 Н на 1 ма поверхности. При этом верхняя часть кондуктора не цементируется. В системе с применением специального устьевого оборудования это позволяет перемещаться внешним обсадным трубам вниз, в то время как внутренняя обсадная колонна остается в первоначальном положении. [10]
В литературе можно найти данные о том, что на глубине 150 м силы трения по колонне от осаждающихся вниз песчаника и гравия дают добавку сжимающей силе до 104 Я на 1 м2 поверхности. При этом верхняя часть кондуктора не цементируется. В системе с применением специального устьевого оборудования это позволяет перемещаться внешним обсадным трубам вниз, в то время как внутренняя обсадная колонна остается в первоначальном положении. [11]
В обоих типах спрейдеров как трубчатых, так и конических, суммарное сечение всех отверстий должно обеспечить беспрепятственное прохождение жидкости, поступающей в резервуар. Несоблюдение этого условия заставит жидкость итти по трубе для отвода паров в верхней части кондуктора и поступать непосредственно в пространство, занятое чистой нефтью. Одна фирма, устанавливающая в своих отстойниках внутренние кондукторы диаметром 915 мм, считает, что при кондукторах этого размера спрейдеры не нужны совсем. [12]
Установка паровых змеевиков в нижней части деэмульсаторов имеет следствием бурление нагреваемой нефти иад змеевиками), так как газ все-таки выходит из нагретого раствора, несмотря на хорошее устройство кондукторов. Как упоминалось выше, при нагревании воды из деэмульсатора в подогревателе и вводе горячей воды в деэмулы сатор непосредственно через его стенку из нефти освобождается газ, создающий волнение жидкости и препятствующий осаждению воды. Горячая вода должна подводиться в верхнюю часть кондуктора, чтобы газ, выделяющийся в результате нагрева нефти водой, не поступал в ту часть резервуара, где происходит отстаивание. При этом способе возвращения горячей воды максимальный нагрев сосредоточивается в верхней части кондукторов, что способствует выделению газа из поступающей жидкости и охлаждению нефти в течение остального периода обработки. [13]
Небольшого газового инжектрра, вмонтированного в трубопро-8 вед циркулирующей воды после нагревателя, вполне достаточна для поддержания циркуляции через нагреватель и деэмульсатор Установка такого инжектора не вызывает больших затрат. Гаэ облегчает жидкость, подлежащую циркуляции. Как указывалось, горячая вода должна подаваться в верхнюю часть кондуктора, так что газ, поддерживающий циркуляцию, и тот газ, который освобождается ив раствора в нефти, не производят перемешивания жидкости в отстойнике. [14]
Кондукторы могут помещаться как снаружи, так и внутри резервуара, а их диаметр изменяется от 200 до 900 мм в зависимости от местных условий. Они выступают на 1 5 - 2 5 м над кровлей деэмульсатора и не доходят своим нижним концом до дна последнего ш 300 мм. Внутреннее расположение кондуктора предпочитается внешнему, в особенности в тех местностях, где вода содержит небольшие количества соли и может замерзать. Освобождающиеся газы и пары поднимаются в верхнюю часть кондуктора и переходят в пространство над чистой нефтью по уравнительной линии. [15]
Страницы: 1 2