Надежность оборудования, металлоемкость, жесткость конструкций.

по дисциплине: «Нефтепромысловое оборудование»

Надежность оборудования, металлоемкость, жесткость конструкций.

Важным критерием оценки качества машин при эксплуатации является надежность оборудования, которая обусловлена его способностью выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого времени или требуемой наработки. От надежности машины, ее способности работать длительное время без поломок, частых остановок на профилактические осмотры и на ремонт, трудоемкости ремонта, а также от повседневной готовности машины к работе зависят затраты времени и средств на обслуживание и ремонт при ее эксплуатации.

Надежность — это комплексное понятие, в которое входит безотказность в работе, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость оборудования и т. д.

Безотказность — работоспособность оборудования в течение некоторого времени, или наработки в циклах, или пробега в километрах. Благодаря этому свойству, машина может работать безотказно в определенный период времени между ее ремонтами.

Долговечность —продолжительность сохранения работоспособности оборудования до наступления предельного состояния при установленной системе обслуживания и ремонта.

Сохраняемость —свойство оборудования непрерывно сохранять работоспособное состояние во время хранения или транспортировки и после их окончания.

Ремонтопригодность —свойство, заключающееся в приспособленности к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказа, а также к устранению последствий этих причин отказа путем ремонта и технического обслуживания.

Большинство нефтепромысловых машин выпускают большими сериями.

Материалоемкость, в том числе и проектируемых изделий, оценивают обычно по сравнению с аналогом (лучшим по техническому уровню выпускаемым изделием, аналогичным по назначению и параметрам проектируемому изделию). Критерии оценки следующие:

масса и з д е л и я М — показатель материалоемкости, характеризующий совокупность масс частей изделия, подготовленного для работы;

удельная масса изделия М_у —масса изделия, отнесенная к полезному эффекту (экономическая эффективность или объем выпускаемой продукции) Р от использования изделия по назначению за полный установленный ресурс или за срок службы Т.

кость Мул — отношение расхода материалов М_п (с учетом заготовок деталей, запчастей и расхода материалов на монтаж) на изготовление изделия к произведению тех же величин РТ,

кость М_уЭ — отношение расхода материала на эксплуатацию изделия М_а (на части, идущие на смену отработанным, на ремонт за полный установленный ресурс или срок службы изделия) к тому же произведению величин,

Жесткость — это способность системы сопротивляться действию внешних нагрузок (Р, М_ир) с наименьшими деформациями (f,). Повышение жесткости конструкции в большинстве случаев увеличивает ее надежность.Стремление увеличить жесткость часто вступает в противоречие с желанием уменьшить массу и металлоемкость оборудования.

Жесткость материала оценивают отношением его модуля упругости к его плотности Е/ р. Жесткость сечения при растяжении и сжатии — произведением EF (F — площадь рассматриваемого сечения), при изгибе — FI (I — момент инерции сечения), при кручении— GLр (G = E/2(l +

) — модуль сдвига, 1_Р— полярный момент инерции сечения;

— коэффициент Пуассона).

Жесткость детали или конструкции зависит от характеристики материала и их геометрических размеров, оценивается коэффициентом жесткости, отражающим деформацию детали под действием силы.

Гидравлические передачи — устройства для передачи механической энергии посредством жидкости. Их делят на гидростатические (гидрообъемные) и гидродинамические. Гидравлические передачи обычно являются частью трансмиссии в приводе различных машин и механизмов. Привод состоит из источника энергии (двигателя внутреннего сгорания, электродвигателя и т.д.) и трансмиссии, которая служит для передачи энергии от источника энергии к потребителям. Рабочий процесс гидродинамической передачи осуществляется за счёт работы лопастных насосов и турбины. Гидродинамические передачи только с двумя колёсами — насосными турбинным, имеет равные на обоих валах крутящие моменты и называют гидродинамической муфтой(гидромуфтой).

Гидротрансформаторыимеют три лопаточных колеса (насосное, направляющего аппарата и турбинное) или более. Они бывают с одно- или многоступенчатой турбиной. Гидродинамические передачи допускают регулирование крутящего момента за счёт изменения заполнения их рабочей полости. Этот способ широко применяется для регулирования гидромуфт. Чтобы уменьшить падение кпд в гидротрансформаторах, регулирование ведут поворотом лопастей рабочих колёс. В некоторых конструкциях гидротрансформаторов предусматривается отключение направляющего аппарата, что обращает механизм в гидромуфту — это так называемая комплексная передача. Наибольшее применение Гидродинамические передачи, как автоматически действующие бесступенчатые передачи, нашли в трансмиссиях автомобилей, на тепловозах, в судовых силовых установках, приводах питательных насосов и дымососов ТЭЦ. Мощность приводимых через гидромуфты насосов ТЭЦ доходит до 25000 квт.

Гидродинамические передачи - это гидравлические устройства вращательного движения, в которых крутящий момент передается от ведущего к ведомому валу вследствие изменения момента количества движения масла, проходящего через лопастные колеса. Любая гидродинамическая передача состоит из двух или более лопастных колес.

Смазочные масла — жидкости, используемые в качестве смазочных материалов.

1) уменьшение коэффициента трения (переводит трение в жидкостное или граничное, что существенно снижает износ);

2) удаление продуктов износа, нагара от трущихся поверхностей (жидкое масло);

4) уплотняет зазоры и защищает от абразивного загрязнения (пластичная смазка в большей мере);

- амортизирует ударные нагрузки в соединениях с зазором;

- минеральное, изготавливается из нефти путем перегонки мазута (остатка после отгонки из нефти светлых продуктов – бензина, керосина, дизельного топлива).

Учитывая зависимость от способа получения они классифицируются на:

- дистилятные, первый этап перегонки мазута͵ имеют малую или среднюю вязкость;

- остаточные, получают из гудрона, оставшегося после отгонки дистиллятов, имеют повышенную вязкость;

Для получения требуемых эксплуатационных характеристик в такие масла добавляют большое количество различных присадок, которые имеют обыкновение в процессе эксплуатации довольно быстро разрушаться, вследствие чего минеральное масло требуют замены через определенные периоды.

- растительные и животные (органические), имеющие органическое происхождение.

а) растительные масла получают путем переработки семян определенных растений (касторовое, горчичное и сурепные масла и др.)

б) животные масла вырабатывают из животных жиров (баранье и говяжье сало, технический рыбий жир, костное масло и др.).

Органические масла по сравнению с нефтяными обладают более высокими смазывающими свойствами и более низкой термической устойчивостью. По этой причине их чаще используют в смеси с нефтяным;

- синтетические, получаемые из различного исходного сырья различными химическими методами (каталитическая полимеризация жидких или газообразных углеводородов нефтяного и ненефтяного сырья; синтез кремнийорганических соединений и т.д.).

Молекулы такого масла синтезируются с заданными свойствами, а у минœерального – самой природой.

По этой причине синтетические масла обладают всœеми необходимыми свойствами, однако из-за высокой стоимости применяются только в самых ответственных узлах трения.

1.2.По агрегатному состоянию смазочные материалы делятся на:

- жидкие смазочные масла, которые в обычных условиях являются жидкостями, обладающими определœенной текучестью (нефтяные и растительные масла);

- пластичные, или консистентные, смазки, которые в обычных условиях находятся в мазеобразном состоянии (технический вазелин, солидолы, консталины, жиры и др.)

Пластичные смазки используются в узлах трения, к которые невозможно непрерывно подводить масло, а также при больших удельных нагрузках и малых скоростях, в трудногерметизируемых узлах.

Οʜᴎ подразделяются на антифрикционные, консервационные, уплотнительные, канатные и др;

- твердые, смазочные материалы, которые не меняют своего состояния под действием значительных температур (от -250 до +375⁰С) и давления (графит, сульфит молибдена, тефлон, слюда, и др.).

Их применяют отдельно, в смеси с жидкими или пластичными смазочными материалами, в виде смазочных пленок и наносят в узлах трения скольжения тяжелонагруженных тихоходных механизмов, в рессорах, подвесках тракторов и машин, открытых зубчатых передачах, в конвейерных цепях и др.

1.3.По назначению смазочные материалы делятся на масла:

- моторные, предназначенные для двигателœей внутреннего сгорания;

- трансмиссионные, для смазывания деталей механических передач, к примеру в трансмиссиях тракторов, автомобилей (КПП, РК, ведущие мосты, бортовые передачи, механизмы РУ). Основное назначение то же, что и у моторных, кроме того трансмиссионное масло снижает действие ударных нагрузок, уменьшают шум и вибрацию шестерен, уплотняют зазоры в сальниках и различных соединœениях);

- индустриальные, использующиеся для смазывания технологического оборудования (главным образом станков);

- гидравлические, для гидросистем различных машин;

- компрессорные, приборные, цилиндровые, электроизоляционные и др.

- низкотемпературные, для температуры не более 60°С;

- среднетемпературные, применяемые при температурах 150 - 200°С;

- высокотемпературные, используемые в узлах, которые подвергаются воздействию температур до 300°С и выше (моторные масла).

Вязкость является одной из важнейших характеристик смазочных масел, определяющих силу сопротивления масляной пленки разрыву. Чем прочнее масляная пленка на поверхности трения, тем лучше уплотнение колец в цилиндрах, в частности для моторных масел, меньше расход масла на угар. В соответствии с нормативнотехнической документацией вязкостно-температурные свойства моторных масел оцениваются индексом вязкости.
Вязкость динамическая – это сила сопротивления двух слоев смазочного материала площадью 1 см2, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 см и перемещающихся один относительно другого со скоростью 1 см/с. Вязкость кинематическая определяется как отношение динамической вязкости к плотности жидкости.
Индекс вязкости – относительная величина, показывающая степень изменения вязкости в зависимости от температуры. Индекс вязкости рассчитывают по значениям кинематической вязкости при 40 и 100 °С или находят по таблицам. Вязкостно-температурные свойства масел оценивают также по кинематической вязкости при низкой температуре (0 и –18 °С).

Кинематическая вязкость моторных масел, используемых в смазочных системах автомобильных двигателей, равна 4-14 мм2/с при 100 °С. С понижением температуры она быстро увеличивается, достигая при –18 °С значения 10000 мм2/с и более. Масла с кинематической вязкостью 4-8 мм2/с используют в зимнее время, с вязкостью 10-14 мм2/с – летом.

Температура застывания – это предельная температура, при которой масло теряет подвижность. Масла, имеющие температуру застывания –15 °С и выше, относятся к летним. Если же температура застывания –20 °С и ниже, то масла относятся к зимним. Температура застывания в какой-то мере характеризует предельную температуру, при которой возможен запуск охлажденного двигателя. Однако, температура запуска двигателя на холоде зависят не столько от температуры застывания масла, сколько от величины его вязкости при данной температуре.

Фонтанная арматура – это трубная конструкция схема и устройство подключения которой имеет фланцевое соединение с различными тройниками, соединительными устройствами и т.д.

Фонтанная арматура, предназначенная для оборудования устья фонтанирующей скважины, обеспечивает подвеску насосно-компрессорных труб, герметизацию межтрубного пространства, регулировку режима работы скважины с помощью дросселей, отвод продукции скважины в манифольд и промысловую сеть, контроль состояния затрубного пространства и давления в основном стволе арматуры с помощью манометров. Условия работы арматуры фонтанных скважин в большинстве случаев таковы, что для обеспечения безаварийной и долговечной работы оборудования необходим тщательный выбор его схем, конструкции узлов и материалов деталей. Давление в фонтанирующих скважинах может подниматься до 100 МПа, причем оно изменяется, пульсирует. Жидкость и газ часто агрессивны и вызывают интенсивную коррозию арматуры.

Аварии с арматурой, установленной на скважинах, приводят к открытому фонтанированию, а иногда к выбросу труб и пожарам. Ликвидация таких аварий требует больших затрат и времени.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

К- Способ подвешивания скважинного трубопровода: в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э

6- Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а».

В- Обозначение системы управления запорными устройствами (с ручным управлением - не обозначают, с дистанционным - Д, с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим - В)

50- Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условным проходом ствола не указывается)

ХЛ- Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-8О: для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного макроклиматического района - ХЛ

К2- Исполнения по составу скважинной среды: с содержанием H2S и СО2 q0 0,003°/о по объему каждого - не обозначается; с содержанием СО2 до 6°/о по объему - К1; с содержанием Н29 и СО2 до 6°/о по объему каждого - 1К2 и К2И

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке‑трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте‑трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаются над тройником (крестовиком).

Типовые схемы фонтанных елок включают либо один, либо два тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину.

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец

6- Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а».

50- Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условным проходом ствола не указывается)

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса. Эксплуатация нефтяных скважин и добыча нефти при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) наиболее распространенная технология на нефтедобычи.

Область примененияУЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ иУЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.
В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов.

ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м³/сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.
Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем.

Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

- Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м³/сут;

- Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

- Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

- Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

- Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса).

В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м.

Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/мин).

В зависимости от размера выделяют следующие габариты насосов:

- Габарит 5, внешний диаметр 92 мм (для обсадной колонны 123,7 мм);

- Габарит 5А, внешний диаметр 103 мм (для обсадной колонны 130 мм);

- Габарит 6, внешний диаметр 114 мм (для обсадной колонны 148,3 мм).

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.

Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.

Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.

Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.

Основной уплотнительный элемент, как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100⁰С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.

Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.

Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.

Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.

Спуск п акера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.

Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением.

Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.

Обсадная колонна - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпн

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: