Производственное направление
Экспериментальный завод - замыкающее звено в цепи наука-проект-производство. Как производственное подразделение в структуре НПО завод создан в 1986 году. Производство промышленной продукции - одно из самых динамично развивающихся направлений деятельности Общества.
Комплексное взаимодействие специалистов научных подразделений, проектной части, специального конструкторского бюро (СКБ) и экспериментального завода позволяет находить нетрадиционные решения, значительно улучшающие потребительские качества изделий при сохранении оптимальных цен.
Экспериментальный завод ООО"ЮганскСибстрой" - это современное предприятие, выпускающее широкий ассортимент продукции - более 80 наименований. Номенклатура продукции завода в значительной степени сформировалась в результате потребности в оборудовании нового поколения, соответствующем мировому уровню. Всё оборудование завод, как правило, изготавливает под конкретного заказчика. Ежегодно наряду с "традиционным" оборудованием производятся и новые изделия с разработкой конструкторской документации.
Производство
- Завод
- Специальное конструкторское бюро
- Экспериментально-производственный участок
- Отдел комплексных технологий водоподготовки
Стабильным спросом у заказчиков пользуются не только готовое оборудование, но и такие виды оказываемых услуг как:http://www.tngg.ru/f/images/zavod3.jpg
- раскрой листового материала, на плазмо-газорезательной машине с числовым программным управлением (параметры раскраиваемого листа: толщина нержавеющей стали 30 мм, конструкционной стали 150 мм, размеры листа в плане 2000х12000 мм);
- вальцовка обечаек из листа толщиной от 0 до 40 мм, шириной до 2000 мм и диаметром от 530 до 3000 мм, выполняющаяся на 3 трёхвалковых вальцах;
- сварка продольного и кольцевого швов с помощью автоматической сварки плавящимся электродом под слоем флюса, производящаяся на сварочном оборудовании производства фирмы Lincoln Elektrik;
- очистка путем дробеструйной обработки деталей в габаритах трубы диаметром до 1400 мм и длиной до 12000 мм (габариты дробеструйной камеры 12000´3000´2250мм);
- исследования оборудования и материалов на различные скрытые дефекты, проводящиеся в лаборатории неразрушающих методов контроля, аттестованной на радиографический, ультразвуковой, магнитопорошковый и цветной методы контроля;
- Гибка профилей: труба диаметром до 159´6мм; швеллер до 20мм, двутавр до 14мм, уголок до 125´12мм; http://www.tngg.ru/f/images/zavod3.jpg
- Резка металла на лентопильном станке:http://www.tngg.ru/f/images/zavod3.jpg
1. Под углом 900
круглого сечения - диаметром до 650мм; прямоугольного - 700´680мм;
2. Под углом 450
круглого сечения - диаметром до 580мм; прямоугольного - 580´600мм;
3. Под углом 300
круглого сечения - диаметром до 280мм; прямоугольного - 280´600мм;
4. Газовая резка труб под углом и пересечений труб диаметром до 800мм.
В области эксплуатации и ремонта скважин в ООО "ЮганскСибстрой" занимается отдел эксплуатации и ремонта скважин
.
Основными направлениями деятельности лаборатории являются:
- совершенствование существующих технологий эксплуатации и ремонта скважин;
- разработка и модернизация скважинного оборудования и инструмента для ремонта скважин;
- проведение авторского надзора за выполнением проектных решений в части эксплуатации и капитального ремонта скважин.
В 2008 году лабораторией разработаны:
- СТОГазпром 2-3.3-120-2007. Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин;
- СТОНоябрьскгаздобыча 05751796-001-2007. Технологический регламент по монтажу и обвязке фонтанной арматуры типа АФУ на устье скважин Комсомольского месторождения;
- СТОЯмбурггаздобыча 3.1-312-2007. Технологический регламент по монтажу и обвязке моноблочной колонной головки на устье газоконденсатных скважин Заполярного месторождения;
- СТОСевернефтегазпром 001-2007. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении.
В 2008 году получены патенты на полезные модели:
- № 60983. Конструкция скважины для беспакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород;
- № 62982. Конструкция газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород.
Капитальный ремонт
Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.
Капитальным ремонтом скважин
(КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
Наиболее частой причиной проведения капитального ремонта скважин является обрыв водоподъемного оборудования, вызванный его частичным или полным износом в результате длительной эксплуатации, применения нестандартного инструмента и недостаточной квалификации обслуживающего персонала и специалистов ремонтных бригад, выполняющих работы по установке/замене погружных артезианских насосов.
Необходимость в проведенииремонта скважин возникает в связи с уменьшением их дебита, ухудшения качества воды в ходе эксплуатации, появлением процесса пескования, приводящего к заиливанию скважины и выходу из строя водоподъемного оборудования.
Разновидности капитального ремонта скважин[1]
К капитальным ремонтам скважин
относятся работы, представленные в табл. 9.2.
Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.
Таблица 9.2 Разновидности капитального ремонта скважин
| Шифр |
Виды работ по КРС |
| КР1 |
Ремонтно-изоляционные работы |
| КР1-1 |
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта |
| КР1-2 |
Отключение отдельных пластов |
| КР1-3 |
Исправление негерметичности цементного кольца |
| КР1-4 |
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором |
| КР2 |
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны |
| КР2-1 |
Устранение негерметичности тампонированием |
| КР2-2 |
Устранение негерметичности установкой пластыря |
| КР2-3 |
Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра |
| КРЗ |
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта |
| КРЗ-1 |
Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации |
| КРЗ-2 |
Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной |
| КРЗ-3 |
Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов |
| КРЗ-4 |
Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин |
| КРЗ-5 |
Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин |
| КР4 |
Переход на другие горизонты и разобщение пластов |
| КР4-1 |
Переход на другие горизонты |
| КР4-2 |
Разобщение пластов |
| КР5 |
Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей |
| КР6 |
Комплекс подземных работ, связанных с бурением |
| КР6-1 |
Зарезка новых стволов скважин |
| КР6-2 |
Бурение цементного стакана |
| КР6-3 |
Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе |
| КР6-4 |
Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин |
| КР7 |
Обработка призабойной зоны |
| КР7-1 |
Проведение кислотной обработки |
| КР7-2 |
Проведение ГРП |
| КР7-3 |
Проведение ГПП |
| КР7-4 |
Виброобработка призабойной зоны |
| КР7-5 |
Термообработка призабойной зоны |
| КР7-6 |
Промывка призабойной зоны растворителями |
| КР7-7 |
Промывка призабойной зоны растворами ПАВ |
| КР7-8 |
Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) |
| КР7-9 |
Прочие виды обработки призабойной зоны |
| КР7-10 |
Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин |
| КР7-11 |
Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов |
| КР8 |
Исследование скважин |
| КР8-1 |
Исследование характера насыщенности и выработки продук тивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах |
| КР8-2 |
Оценка технического состояния скважины (обследование скважины) |
| КР9 |
Перевод на использование по другому назначению |
| КР9-1 |
Освоение скважин под нагнетательные |
| КР9-2 |
Перевод скважин под отбор технической воды |
| КР 9-3 |
Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические |
| КР 9-4 |
Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха |
| КР10 |
Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин |
| КР10-1 |
Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием |
| КР10-2 |
Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок |
| КР11 |
Консервация и расконсервация скважин |
| КР12 |
Прочие виды работ |
В процессе прохождения практики нам стали известны некоторые способы ремонта и эксплуатации скважин.
Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины с использованием энергии газа, накапливающегося в межтрубном пространстве, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности скважины и удлинения срока её эксплуатации, увеличивают объем межтрубного пространства путём подключения к нему дополнительной ёмкости.
Устройство для повышения надежности эксплуатации и ремонта скважин
Устройство для ремонта эксплуатационных скважин, содержащее полный цилиндрический корпус установленные на его внешней поверхности с возможностью осевого перемещения вдоль него плашки с наружной резьбой плашкодержатель и наконечник в виде цилиндра со скошенным нижним краем установленным на конце корпуса отличающееся тем, что оно снабжено центратором, выполненным в виде трех пластинчатых пружин, в нижней части корпуса на его боковых поверхностях выполнены три наклонные плоскости с продольными выступами, на которых установлены плашки, при этом нижние концы пластинчатых пружин центратора припаяны твердосплавным припоем к плашкодержателю, верхние изогнуты и выступают за диаметральный габарит корпуса ,а ход плашек изменяется от 4 до 24 мм.
Способ ремонта скважины[2]
Способ ремонта скважины, включающий обнаружение места ремонта, спуск гибкой безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговой установки, закачку через нее технологической жидкости, подъем из скважины гибкой безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговой установки, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что ниже места ремонта устанавливают взрывпакер, гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки опускают в скважину через лубрикатор, устье скважины герметизируют, в качестве технологической жидкости через гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки закачивают цементный раствор вязкостью до 80 сП под давлением на эксплуатационную колонну 6-10 МПа с продавкой цементного раствора через место ремонта в заколоное пространство скважины, не уменьшая давления, извлекают из скважины гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента не менее 48 ч под давлением в скважине 6-10 МПа, разбуривают цементный мост до взрывпакера, определяют герметичность скважины и разбуривают взрывпакер.
Способ установки профильного перекрывателя в скважине
1. Способ установки профильного перекрывателя в скважине, включающий сварку стыков секции профильных труб, спуск перекрывателя в скважину, выправление его давлением и развальцовывание, отличающийся тем, что перед сваркой формируют концы профильных труб, добиваясь одинаковых геометрических размеров независимо от первоначальной формы профильной трубы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование концов труб осуществляют путем вдавливания их в формообразующее устройство.
Способ размыва шламовых отложений для их последующего удаления из герметичных резервуаров подготовки нефти с помощью гибкой трубы агрегата "Колтюбинг" [1]
1. Способ размыва шламовых отложений для их последующего удаления из герметичных резервуаров подготовки нефти с помощью гибкой трубы агрегата "Колтюбинг", включающий введение рабочего конца гибкой трубы в виде размывочной головки в зону обработки, подачу в нее под давлением промывочной жидкости, перемещение размывочной головки по зоне обработки по заданной траектории, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, герметично соединенным с размывочной головкой, рабочий конец гибкой трубы вводят в герметичный резервуар подготовки нефти, давление промывочной жидкости на рабочий конец трубы задают 0,8-1,0 МПа, перемещают его внутри резервуара со скоростью не более 1 м/мин при тяговом усилии на рабочий конец трубы 2-3 кг/см2
, при этом в течение всего цикла размыва и удаления отложений расход промывочной жидкости, подаваемой в резервуар, поддерживают из расчета 8-10 м3
на 1 м3
шламовых отложений.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, отверстия в котором выполнены с возможностью направления потока струи промывочной жидкости в сторону, противоположную направлению давления рабочего конца гибкой трубы.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, общая поверхность сечения отверстий которого не превышает более чем в 1,2 раза сечения самой гибкой трубы.
Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб
Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к технологиям проведения интенсификации и ремонта скважин с использованием колтюбинговой техники и установки нагнетания газа (УНГ). Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) включает нагнетание технологической жидкости в НКТ через гибкую трубу от колтюбинговой установки с одновременной подачей газожидкостной смеси в затрубье скважины от УНГ. Принимающая линия УНГ, соединенной с емкостью технологической жидкости, соединена с газопроводом. УНГ повышает давление в своей нагнетательной линии в 1,2-15 раз. В нагнетательную линию УНГ подают газожидкостную смесь. Имеется возможность применения азотированной газожидкостной смеси, которую вырабатывает автономный газогенератор УНГ в случае отключения или отсутствия газопровода. Подачу газожидкостной смеси осуществляют в гибкую трубу колтюбинговой установки только от УНГ, а технологической жидкости – от колтюбинговой установки. Расширяются технологические возможности при ремонте скважин, уменьшается время проведения ремонта и снижается стоимость текущего и капитального ремонта скважин.
Гибкая труба и концевое соединение гибкой трубы
1. Гибкая труба, содержащая коаксиально размещенные внутреннюю герметизирующую камеру, спиральный каркас, грузонесущие элементы и наружную оболочку, отличающаяся тем, что грузонесущие элементы выполнены в виде двух слоев повивов из полипропиленового шпагата, навитых в противоположных направлениях под углом 20-30° к оси трубы.
2. Труба по п.1, отличающаяся тем, что повивы грузонесущих элементов разделены между собой и отделены от спирального каркаса и наружной оболочки изолирующимися слоями.
3. Концевое соединение гибкой трубы, содержащее ниппель, бандаж и фланец, отличающееся тем, что оно снабжено внутренним кольцевым элементом с внешней канонической поверхностью, наружный угол конуса которой направлен от торца трубы, а также сопрягающимися разрезным и бандажным кольцами, имеющими конические поверхности, образующие клин, при этом внутренняя герметизирующая камера и спиральный каркас гибкой трубы, выполненной по п.1 или 2, заклинены между внешней конической поверхностью внутреннего кольцевого элемента и внутренней поверхностью ниппеля, повивы грузонесущих элементов заклинены по коническим поверхностям соответственно ниппеля и бандажа с помощью разрезного и бандажного колец, установленных между повивами, а фланец выполнен с возможностью скрепления с фланцем другого концевого соединения с обеспечением заклинивания указанных элементов гибкой трубы и соединения внутренних концевых элементов друг с другом.
4. Соединение по п.3, отличающееся тем, что ниппель выполнен с проточкой, в которой размещен спиральный каркас гибкой трубы.
5. Соединение по п.3, отличающееся тем, что внутренний кольцевой элемент выполнен с проточкой, в которой размещена прокладка для обеспечения герметичного соединения с внутренним кольцевым элементом другого концевого соединения.
6. Соединение по п.3, отличающееся тем, что на внутренней поверхности внутренней герметизирующей камеры выполнена коническая проточка для обеспечения прохождения очистного шара при очистке внутренней поверхности трубопроводов от отложений.
Устройство для визуального исследования скважин, заполненных мутной средой
1. Устройство визуального исследования скважины, содержащее спускаемую в скважину видеокамеру и наземное оборудование, включающее крестовину, устройство герметизации, сальниковое устройство с быстроразъемным соединением, геофизический ролик, подвеску насосно-компрессорных труб, элеватор, штроп, подъемник с крюком, каротажный кабель и каротажную станцию, отличающееся тем. Что перед геофизическим роликом дополнительно установлен подвесной геофизический ролик. А к подвеске насосно-компрессорных труб подсоединена ведущая сальниковая труба с лубрикатором
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что внутри видеокамеры установлены датчики температурного контроля с возможностью непрерывного вывода информации о состоянии температурного режима видеокамеры по геофизическому кабелю на пульт оператора в формате реального времени.
Предохранительный клапан[4]
Предохранительный клапан, содержащий корпус с концентрично размещённой в нем гильзой, затвор и штуцер, отличающийся тем, что, с целью повышения надёжности работы клапана, его затвор выполнен в виде свободно размещённого в нижней части гильзы кольца, которое образовано пересечением шара двумя параллельными плоскостями.
Гидравлический забойный клапан
Гидравлический забойный клапан, содержащий корпус с установленным в нем седлом, закреплённым на срезных шпильках, уплотнительный элемент и сбрасываемый шар, отличающийся тем, что, с целью повышении надёжности работы клапана за счёт обеспечения возможности постепенного дросселирования рабочей жидкости из полости над клапаном и исключения поршневания седла при одновременном упрощении конструкции клапана, на внутренней поверхности корпуса по всей его длине, сопрягаемой с наружной поверхностью седла, выполнены продольные каналы переменного сечения, площадь проходного сечения каждого из которых увеличивается в сторону забоя, при этом уплотнительный элемент размещён над продольными каналами.
Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне
1.Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне, с ограничением отбора газа из межтрубного пространства путем дросселирования, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины, в фонтанной колонне и межтрубном пространстве поддерживают постоянный перепад давления путем перераспределения потоков газа в последних.
2.Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор газа из межтрубного пространства периодически прекращают на время слива жидкости из межтрубного пространства.
Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины[1]
Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины, включающий отбор газа путем пропускания газожидкостного потока через установленные по длине колонны насосно-компрессорных труб перпендикулярно их оси ускорителя, представляющие собой перегородку с осевым каналом, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем обеспечения непрерывного удаления жидкости из нее, ускорители устанавливают на расстоянии 8-12 м один от другого, а в осевых каналах ускорителей поддерживают скорость газожидкостного потока 3-10 м/с.
Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин путём периодического перекрытия колонн подъёмных труб, отличающийся тем, что, с целью увеличения эффективности добычи газа из залежи в период обводнения скважин, межтрубное пространство скважин соединяют между собой для перепуска газа из межтрубных пространств скважин с перекрытыми колоннами подъёмных труб в межтрубные пространства скважин с открытыми колоннами подъёмных труб.
Способ эксплуатации нефтяной скважины с высоким содержанием газа
Способ эксплуатации нефтяной скважины с высоким содержанием газа, включающий спуск насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем растворения газа в нефти с последующим его выделением, насосно-компрессорные трубы периодически перекрывают при работающем глубинном насосе.
Способ эксплуатации нефтяных скважин
Способ эксплуатации нефтяных скважин в зоне многолетнемёрзлых пород, включающий подачу в кольцевое пространство между обсадной и эксплуатационной колоннами хладагента, отличающийся тем, что, с целью снижения влияния низких температур на поток нефти в скважине и повышения ее производительности, хладагент из кольцевого пространства подают в эксплуатационную колонну в поток добываемой нефти
Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины, включающий разобщение газосодержащего и нефтесодержащего пластов, периодический отбор газа из затрубного пространства и накопление определённого количества нефти в рабочей камере, оборудованной узлом дросселирования, повышение давления газа над уровнем нефти посредством перекрытия выкидного газового трубопровода с последующим отбором нефти из колонны подъемных труб, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности отбора нефти за счёт уменьшения противодавления на пласт при отборе газа фиксируют снижение давления в затрубном пространстве над узлом дросселирования и перекрывают его, а при отборе нефти из колонны подъемных труб определяют увеличение давления в затрубном пространстве над узлом дросселирования, а затем открывают его.
Установка для раздельной эксплуатации скважины[1]
Установка для раздельной эксплуатации, включающая установленные на столе три пакера, каждый из которых состоит из корпуса, образующего со стволом кольцевой канал для сообщения изолированной зоны скважины с соответствующей подъемной трубой над верхним пакером, и уплотнительного элемента, отличающаяся ткем, что, с целью облегчения ее извлечения из скважины при использовании в качестве уплотнительных элементов самоуплотняющийся манжет, корпусы пакеров выполнены с кольцевыми воронкообразными выступами с перепускными отверстиями, причем уплотнительные элементы свободно размещены над выступами корпусов, а корпусы среднего и нижнего пакеров имеют кольцевые пазы для размещения в них уплотнительных элементов при подъеме установки.
Способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин[4]
Способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, включающий определение допустимого коэффициента снижения дебита при переходе с непрерывной эксплуатации на периодическую, контроль и изменение времени накопления и времени откачки, отличающийся тем, что, с целью упрощения процесса поиска оптимальных параметров, в процессе эксплуатации при постоянной производительности насоса определяют ряд значений отношения времени откачки к суммарному времени накопления и откачки, выбирают из них максимальное значение и устанавливают оптимальные значения времени накопления и времени откачки, соответствующие режиму эксплуатации.
Устройство для снижения обводнения нефтяных скважины
1.Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин, содержащее колонну труб. Отличающееся тем, что трубы в нижней части колонны выполнены с перфорацией, причем площадь отверстий перфорации на единицу боковой поверхности трубы выполнена переменной по длине колонны.
2. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб на единицу поверхности увеличивается к е нижней части.
3. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий на единицу поверхности по длине перфорированных труб увеличивается к ее верхней части.
4. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб на единицу поверхности по длине скважины сначала уменьшается, а потом увеличивается.
5. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны труб изменяется за счет изменения диаметра отверстий перфорации.
6. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны изменяется за счет изменения количества отверстий перфорации на погонный метрии перфорированной трубы.
7. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны изменяется за счет изменения шага расположения отверстий.
8. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что все перфорированные трубы имеют маркировку для правильной установки.
Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин[1]
Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепарационную емкость, снабженную датчиками избыточного давления и температуры, трубопроводом с клапаном для отвода газа, калиброванную измерительную емкость, снабженную трубопроводом с клапаном для отвода жидкости, дренажный трубопровод, дифференциальный датчик давления с верхним и нижним мембранными разделителями, отличающаяся тем, что нижний мембранный разделитель дифференционного датчика давления установлен в дренажном трубопроводе, а верхний в съемной крышке смотрового люка измерительной емкости, причем перед съемной крышкой установлена стенка для защиты мембранного разделителя от поверхностного волнения, происходящего при переливе жидкости из сепарационной емкости в измерительную.
Заключение
В результате проведенной практики в ООО "ЮганскСибстрой" мною изучено:
1. Организационная структура ООО "ЮганскСибстрой".
2. Основные направления деятельности Общества.
3. Направления разработок отдела эксплуатации и ремонта скважин.
4. Технологии ремонта скважин.
Полученная информация ляжет в основу курсовых и дипломной работы.
Список литературы
1. Стратегия развития газовой промышленности России, под общей редакцией Вяхирева Р.И. и Макарова А.А., 1997г.
2. Завьялова Л.М. "Не только в реформе дело. О реструктуризации и реформировании газовой отрасли России", 1998г.
3.Коршак А.А, Шаммазов А.М. "Основы нефтегазового дела", 2001г.
содержание ..
283
284
285 ..
