Cтраница 3
Скребковая установка депарафинизации, предназначенная для спуска скребков в НКТ, состоит из лебедки с проволокой, приводимой в действие электромотором, лубрикатора, устанавливаемого на арматуру скважины и служащего направляющей и защитой для скребка, и самого скребка, который может иметь различные конфигурации. [31]
Для удобства наблюдения во время исследования скважины за показанием манометров, фиксирующих затрубное, буферное и давление ДИКТа, последние следует устанавливать на специальной подставке и соединять с патрубками на арматуре скважины при помощи медных или стальных трубок высокого давления. [32]
За время работч скважины задвжки деланы быть открыты пол-ностьв. Задвияки на арматуре скважин и на трубопроводах необходимо открывать и закрывать медленно и плавно с помощью штурвала или специального эадвняечного кдоча. Использование для этих целей ломов, труб, крючков я прочих ричагов опасно. [33]
Во время работы скважины задвижки должны быть открыты полностью. Задвижки на арматуре скважин и на трубопроводах необходимо открывать и закрывать медленно и плавно с помощью штурвала или специального задвижечного ключа. Использование для этих целей ломов, труб, крючков; и прочих рычагов опасно. [34]
В случае возникновения пожара на одной скважине он может распространиться на весь куст. Быстрому распространению пожара способствует слабое сопротивление наземной арматуры горящей скважины воздействию высоких температур. Герметичность фонтанной арматуры типа 1ЭАФИ - 65 - 140 и 2АФТ - 65 - 210 при пожаре нарушается в течение 4 - 9 мин. Арматура соседних скважин, закрытых на время пожара, также подвергается разрушению. [35]
После обработки скважины газоконденсатом манифольд-ная линия агрегата и арматура скважины должны быть промыты водой. Отсоединять манифольд разрешается только после закрытия задвижек на арматуре скважины и снижения давления до атмосферного. [36]
Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м / с, показывает, что основной причиной коррозии является скорость потока. Причем на участках интенсивной коррозии и отсутствия коррозии термобарические условия не сильно отличаются. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости показан на рис. 28.10. Из рис. 28.10 видно, что очень сильная коррозия - более 2 мм в год и сильная коррозия - 1 - 2 мм в год наблюдаются в скважинах, где скорости потока колеблются в пределах 17 - 21 м / с. Исследования показали, что содержание ртути в газе меньше влияет на интенсивность коррозии, чем превышение критической скорости потока. [37]
Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины, и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м / с, показывает, что основной причиной коррозии является скорость потока. Причем на участках интенсивной коррозии и на участках, где коррозия отсутствует, термобарические условия не сильно различаются. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости потока показан на рис. 6.29. Из рис. 6.29 видно, что очень сильная коррозия ( более 2 мм в год) и сильная коррозия ( 1 2 мм в год) наблюдается в скважинах, где скорости потока колеблются в диапазоне 17 - 21 м / с. [38]
Уплотнительные смазки давно применяют в запорной арматуре и в резьбовых соединениях. Более жесткие требования предъявляют к смазкам для арматуры скважин глубокого бурения. Запорные устройства должны надежно герметизировать устье скважины в широком температурном интервале и при давлениях, достигающих в отдельных случаях 80 - 100 МПа. Уплотнения без смазок, работающие только за счет высоких контактных давлений на сопряженных поверхностях, как правило, недолговечны и быстро изнашиваются. [39]
Уплотнительные смазки давно применяют в запорной арматуре и в резьбовых соединениях. Более жесткие требования предъявляют к смазкам для арматуры скважин глубокого бурения. Запорные устройства должны надежно герметизировать устье скважины в широком температурном интервале и при давлениях, достигающих в отдельных случаях 80 - 100 МПа. Уплотнения без смазок, работающие только за счет высоких контактных давлений на сопряженных поверхностях, как правило, недолговечны и быстро изнашиваются. [40]
Пожары нефтяных фонтанов с дебитом до 200 т / сутки тушатся мощными струями воды, радиально направленными к устью скважины. Вода охлаждает фонтанирующую нефть и эмульсирует ее, вследствие чего горение прекращается. Путем закачки воды или глинистого раствора с помощью буровых насосов через арматуру скважины создается противодавление фонтанированию, вследствие чего оно заглушается. [41]
При фонтанном способе эксплуатации скважин контролируют исправность, прочность и герметичность фонтанной арматуры, рабочее давление на скважине, при компрессорном способе - исправную работу компрессорных станций, обеспечивающих подачу воздуха или газа в скважину, температурный режим компрессоров и давление в системе; при глубиннонасосном способе - исправную работу механизмов станка-качалки. Для предупреждения заклинивания плунжера насоса от попадания в него песка на конце колонны труб устанавливают специальные фильтры. Предупреждение розлива нефти у скважины достигают установкой обратного клапана на выкидной линии, соединяющей арматуру скважины с газосепаратором. [42]
Опыт применения растворителей показал, что с повышением температуры до 60 С скорость растворения АСПО увеличивается в 4 раза. Теплоноситель от паропередвижной установки закачивают в кольцевое пространство теплообменника, а нагреваемый растворитель подается насосным агрегатом в центральную трубу, сообщающуюся с арматурой скважины. [43]
Шток и капса находятся в лубрикаторе, который представляет из себя трубу, установленную вертикально на арматуру скважины. Лубрикатор защищает тартальное оборудование и не допускает выплескивания жидкости из скважины при подъеме капсы. Ниже лубрикатора устанавливается лубрикаторная ( тартальная) задвижка, обеспечивающая при ее открытии проход инструмента в скважину и автоматически закрывающаяся после выхода инструмента из скважины и захода в лубрикатор. Тартальное оборудование на арматуре скважины, включающее лубрикатор и задвижку, называется тартальной ( свабировочной) елкой. [44]
Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Кроме того, скважина в отличие от всех остальных сооружений является объектом, недоступным для непосредственного осмотра. Конструкция нагнетательных скважин проста. В колонну обсадных труб спускаются лифтовые трубы, через которые закачивают воду в пласт. Арматура скважин отличается предельной простотой. Устанавливают две задвижки на линиях за-трубного пространства и лифтовых труб. [45]