numirea la gura sondei

capitel (fig. 6.1) este conectat rigid la un singur sistem toate carcasa bine necesită efort de greutatea lor, și transmite întreaga sarcină conductor. Acestea asigură izolarea și etanșarea spațiului inelar și în același timp, accesul la ele pentru a monitoriza starea porțiunii trunchiului sondei și să efectueze operațiunile tehnice necesare. capitel servește ca un soclu pentru instalarea de echipamente de producție, coborâte în puț.

Fig. 6.1. cap de coloană.

Structural la gura sondei - o combinație de mai multe elemente interconectate - bobine sau traversele care poartă carcase. Numărul acestor elemente depinde de numărul carcasei bine.

Coloana de conducte instalate pe secvențial la gura sondei ca rularea și cimentare carcasa. Ele sunt alese pentru presiunea maximă rezervor anticipată în foraj în urma forajului casetat.

știfturi Structură afectarea recuperează printr-o coloană de etanșare inelară circulară prin injectarea unei paste speciale.

capitel pentru strapping două coloane (Fig. 6.1.) este compus dintr-o carcasă 4, se înșurubează carcasa 6. Suprafața interioară a corpului conic, și are trei pene care fixează șirul interior al carcasei 7. Pe corpul flanșei bobină montată 1 buibuis conducta și este de obicei sudat la ea. Bobina este conectată prin șuruburi la carcasă. Shell decupleze spațiu de etanșare 2. Coloana cap supapă 5 este prevăzută pentru a permite accesul la spațiul inelar.

Cerințe structurale prezoane (capete de coloane carcase).

Carcasele capete de carcase, inclusiv coturi laterale ale acestora, trebuie să fie proiectate pentru o formare la presiune test pe o jumătate de ori, în funcție de presiunea de funcționare a flanșei superioare.

locuințe Wellhead ar trebui să fie proiectat pentru o sarcină de compresiune din masa carcasei.

Capătul inferior al carcasei de conectare la gura sondei filetate trebuie să se potrivească cu carcasa firului.

În cazuri capetele mantalei trebuie să fie două laterale de ieșire având elemente terminale coaxiale sub forma unui fir sau a unei flanșe.

În braț lateral cu flanșă trebuie să fie posibilă pentru a conecta dispozitivul pentru a schimba dispozitive de blocare a presiunii.

Metode de măsurare a debitului.

In dezvoltarea de petrol și gaze necesar un nivel ridicat de organizare a controlului asupra debitelor de puțuri de petrol, gaze și lichide, productivitatea, taie apa, GOR, injectivitatea de puțuri de injectare.

Atunci când sistemul nu este suficient de fiabile, puțuri „Satellite“ tăiate de apă determinat prin probe lichide din puțuri flowlines, cu un aparat Dean și Stark sau centrifugare.

Rata de curgere a gazului asociat este evaluat pe unități de grup contor cu turbină sau un manometru diferențial cu un dispozitiv de accelerație, instalat la ieșirea rampei.

GOR de pescuit (în m 3 / t) se calculează ca raportul dintre debitul de trecere a gazului separat la rata producției de petrol.

Injectivitate unei injecții bine (în m3 / zi) a fost măsurată contor sau un debitmetru montat pe bucșa a stației de pompare. Deoarece conducta de apă unul Dilutie livrează adesea două sau trei sonde de măsurare injectivitate trebuie efectuată în timp ce oprirea celorlalte puțuri.

puturi cu debite de producție de gaze naturale a fost măsurată în grup sau la punctul de colectare a gazelor prin intermediul debitmetrelor de desene sau modele diferite, adesea denumit manometru.

În dezvoltarea obiectelor operaționale multistrat sau obiecte de grosime mare este parametri foarte importanți care determină considerate separat pentru intervale de straturi și formarea. La producerea și injecție puțuri, această problemă este rezolvată în principal prin aparat pentru aplicarea potokometrii profundă și termometrie.

Pentru fiecare obiect, având în vedere natura variabilitatea performanțelor sondelor care urmează să fie instalate periodicitatea măsurătorilor, astfel încât numărul de determinări este suficientă pentru a obține rezultatul prelucrării statistice a raportării fiabile a valorilor medii pentru perioadele de timp (lună, trimestru).