防水套管范文第1篇
海洋石油工程钻井工艺工程
海洋钻井前先将钻井机械装在定位于海中的平台，钻井工艺基本上与陆地钻井相同。但由于钻井装置和海底井口之间存在着不断动荡的海水，因此海上钻井具有特殊性。
一钻井平台的选择
钻井平台主要分为活动式平台，固定式平台，半固定的张力腿式平台，拉索塔式平台 其主要依据是水深，海底地质条件，海洋环境，钻井类型，后勤运输条件等 活动式平台，由于机动性能好,故一般均用于钻井。坐底式平台特别适合于浅海(10米左右及岸边的潮间区)油田的钻井和采油工作。 自升式平台和半潜式平台主要是供钻井之用，当油田的规模很小而又不宜设置固定式平台时，也可做采油用。活动式平台整体稳定性较差，对地基及环境条件有一定的要求。
固定式平台整体稳定性好，刚度较大，受季节和气候的影响较小,抗风暴的能力强。缺点是机动性能差,一经下沉定位固定，则较难移位重复使用。桩基平台属钻井、采油平台,工作水深一般在十余米到200米的范围内(个别平台超过300米),是目前世界上使用最多的一种平台。从设计理论和建造技术来衡量，它都是一种最成熟和最通用的平台型式。钢筋混凝土重力式平台是70年代初开始发展起来的一种新型平台结构，目前主要用于欧洲的北海油田。这种平台具有钻井、采油、储油等多种功能，水深在200米以内均可采用，最佳水深为100～150米。
半固定的张力腿式平台及拉索塔式平台是两种适合于大深度海域(200米以上)的平台结构。 是近年来发展起来的新结构型式，具有明显的优点。但仍处于研究试制的阶段。活动式平台，由于机动性能好,故一般均用于钻井。坐底式平台特别适合于浅海(10米左右及岸边的潮间区)油田的钻井和采油工作。 自升式平台和半潜式平台主要是供钻井之用，当油田的规模很小而又不宜设置固定式平台时，也可做采油用。活动式平台整体稳定性较差，对地基及环境条件有一定的要求。
固定式平台整体稳定性好，刚度较大，受季节和气候的影响较小,抗风暴的能力强。缺点是机动性能差,一经下沉定位固定，则较难移位重复使用。桩基平台属钻井、采油平台,工作水深一般在十余米到200米的范围内(个别平台超过300米),是目前世界上使用最多的一种平台。从设计理论和建造技术来衡量，它都是一种最成熟和最通用的平台型式。钢筋混凝土重力式平台是70年代初开始发展起来的一种新型平台结构，目前主要用于欧洲的北海油田。这种平台具有钻井、采油、储油等多种功能，水深在200米以内均可采用，最佳水深为100～150米。
半固定的张力腿式平台及拉索塔式平台是两种适合于大深度海域(200米
以上)的平台结构。 是近年来发展起来的新结构型式，具有明显的优点。但仍处于研究试制的阶段。
二钻井平台的定位
1 锚泊定位用锚抓住海底，再通过锚链或锚缆拉住平台将其定位。锚泊定位的最大水深可大1200m。
2动力定位利用平台本身的动力装置产生的定向动力，来平衡会是平台偏离标准位置的风力，波浪力和海流力，从而使浮动的未锚定的平台自动保持在一个规定的移动范围内。
三钻井水下装置
其系统组成为：
1引导系统
(1)井口盘：第一个被安放在海底的圆饼形部件。中心开孔，孔内有与送入钻具配合的“J”槽。用于确定井位，并固定水下井口。
(2)导引架结构：有四个导引柱，每根柱上有一根永久导引绳。其作用是导向。
(3)导管：也起导向作用
2防喷器系统：水下井口装置的核心部分
包括：万能防喷器，剪切闸板防喷器，半封闸板防喷器，全封闸板防喷器，四通及压井防喷管线，防喷器控制操作系统等
防喷器系统的控制操作通常是用电力、气动和液压系统组成。液压管线汇集起来形成“管束”，捆绑在防喷器框架上，引向平台的软管绞车上。液压能量由平台上的储能器提供。平台上的控制部分，一般有电动和气动控制系统。电动控制简单、迅速，所以一般情况下尽可能使用电动控制。在发生井喷的情况下，不允许使用电的时候，就要使用气动控制系统。
3 隔水管系统处在防喷器系统的上面。
1)主要作用：
①引导钻具入井，隔绝海水，形成泥浆循环的回路。
②隔水管系统还要承受浮动平台的升沉和平移运动。
2)隔水管系统包括：
伸缩隔水管，隔水管，弯曲接头，张紧装置等
4套管头组根据钻井时要下套的层数，一层套一层，以悬持套管接防喷器。
5连接装置保证井口装置外罩与防喷器之间，以及防喷器顶部与下部的水下隔水管住之间形成主压力密封。常用的连接器为液压卡快式。
使用浮动钻井平台钻井时，导管井段的施工：
第一步，下井口盘，建立海底井口。
将井口盘接上送入工具，然后接钻柱下放，钻柱上套有导向臂。井口盘上有四根临时导引绳，并穿过导向臂的导引孔，也随着下钻而下放。下钻到海底后，坐牢井口盘后，退出送入工具，起钻。
第二步，钻导管井段的井眼。
通过临时导引绳，下入带有钻头的钻柱，准确进入井口盘的内孔，并向海底钻进。钻进时采用海水作洗井液，有进无出，打进的海水带着钻屑返回到海底，钻达预定深度即可起钻。
第三步，下导管并注水泥。
通过临时导引绳，将导管下入，导管的上面接导管头，并装上导引架，导管头内接上送入工具，再接钻杆，用钻杆将导管及导引架送入到海底，导管进入井眼，导引架坐在井口盘上。在钻台上通过钻柱向井内打入泥浆并循环洗井，然后即可注水泥固井，不仅封固导管，而且多余的水泥浆返至海底，将井口盘和导引架牢牢地固定于海底。退出送入工具并起钻，并割断临时导引绳。第四步，下入隔水管系统。
通过永久导引绳，将隔水管系统下入，并利用快速连接器与导管头连接。
四井身结构与钻具组合
井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。
井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。
1).导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层。
2).表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层。
3).技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。
4).油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。油层套管的下入深度取决于油井的完钻深度和完井方法。一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。其作用封隔油气水层，建立一条供长期开采油气的通道。
5).水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离。
钻具组合根据地质条件和井身结构，钻具的来源等决定钻井时采用的和种规格的钻头，钻铤和钻杆，放钻杆配合连接起来组成的钻柱。
五钻进钻头钻入地层或其他介质形成钻孔的过程。
1 全井钻进过程
(1) 第一次开钻下表层套管
(2)到预定井深完井;如遇到复杂地层，用泥浆难以控制时，便要起钻下技术套管。
(3)第三次开钻在技术管道内用再小一些的钻头往下钻。
依上述顺序下钻，直钻到预定深度完井，下油层套管。
2 钻进作业
1)下钻将钻杆住下入井中，使钻头接触井底，准备钻井。
2)正常钻进启动转盘通过钻杆住带动井底钻头旋转，借助手刹车刹车，给钻头施加适当的压力以破碎岩石。同时开动泥浆泵循环泥浆，冲刷井底，携出岩屑，保护井壁，冷却钻具。
3)接单根随着正常钻进的继续进行，井眼的不断加深，需不断地接入长钻杆柱。
4)起钻需要更换钻头时便将井中全部钻柱取出。
5)起钻结束，将钻头提出井头，用专业工具卸下旧钻头，换上新钻头。
六固井井壁筒沉到井底找正操平后，通过管路向井壁筒外侧与井帮之间的环形空间注入相对密度大于泥浆的胶凝状浆液，将泥浆自下而上地置换出来并固结井壁筒的作业。 分为三步
1.下套管
套管有不同的尺寸和钢级。表层固井通常使用20~13 3/8英寸的套管，多数是采用钢级低的“J”级套管。技术套管通常使用13 3/8~7英寸的套管，采用的钢级较高。油层套管固井通常使用7~5英寸的套管，钢级强度与技术套管相同。根据用途、地层预测压力和套管下入深度设计套管的强度，确定套管的使用壁厚，钢级和丝扣类型。
2.注水泥
是套管下入井后的关键工序，其作用是将套管和井壁的环形空间封固起来，以封隔油气水层，使套管成为油气通向井中的通道。
3.井口安装和套管试压
下套管注水泥之后，在水泥凝固期间就要安装井口。表层套管的顶端要安套管头的壳体。各层套管的顶端都挂在套管头内，套管头主要用来支撑技术套管和油层套管的重量，这对固井水泥未返至地面尤为重要。套管头还用来密封套管间的环形空间，防止压力互窜。套管头还是防喷器、油管头的过渡连接。陆地上使用的套管头上还有两个侧口，可以进行补挤水泥、监控井况。注平衡液等作业。
七完井
完井(well completion) 钻井工程的最后环节。在石油开采中，油、气井完井包括钻开油层，完井方法的选择和固井、射孔作业等。对低渗透率的生产层或受到泥浆严重污染时，还需进行酸化处理、水力压裂等增产措施，才能算完井。 根据生产层的地质特点，采用不同的完井方法：
①射孔完井法。即钻穿油、气层，下入油层套管，固井后对生产层射孔，此法采用最为广泛。
②裸眼完井法。即套管下至生产层顶部进行固井，生产层段裸露的完井方法。此法多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大，油、气流入井内的阻力小，但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后，裸眼完井法又分为先期裸眼完井法和后期裸眼完井法。
③衬管完井法。即把油层套管下至生产层顶部进行固井，然后钻开生产层，下入带孔眼的衬管进行生产，此种完井法具有防砂作用。
④砾石充填完井法。在衬管和井壁之间充填一定尺寸和数量的砾石。我们一般所说的完井指的是钻井完井(Well Completion)也就是油气井的完成方式，即根据油气层的地质特性和开发开采的技术要求，在井底建立油气层与油气井井筒之间的合理连通渠道或连通方式。
防水套管范文第2篇
1 现场情况介绍
在某110kV变电站#1主变年度预试中, 试验人员发现高压侧A相套管绝缘试验异常, 排除各种干扰后, 绝缘试验仍然不合格。该主变型号为SFSZ8-31500/121, 韶关变压器厂生产, 生产日期为1996年10月;套管型号BRDW-110/630, 湖南醴陵电瓷厂生产, 生产日期为1996年3月。数据如表1所示。
从表1可知:A相套管绝缘比交接时大幅下降, 同时电容值与交接时增长近5%, 各项测试数据均超过南网预试规程[2]规定要求, 初步判定为套管绝缘下降, 但还需对套管绝缘油进行油化分析作进一步判定。由于套管绝缘油数量较少且出厂前已经密封, 加之现场取样人员不熟悉密封装置结构, 如果贸然拆开密封装置取油样, 有可能采样后不能恢复密封装置, 造成潮气侵入的后果。综合考虑现场实际困难后, 决定对#1主变本体取油样进行辅助分析, 油样分析与交接值对比如表2所示。
主变油样分析显示氢气、总烃、微水含量较交接值均有较大增长, 同时油中检测到乙炔, 说明绝缘油中已发生局部放电故障, 并威胁到了主变的运行。综合电气试验与油化分析, 判定套管存在重大缺陷, 必须尽快进行处理。
2 套管检查与分析
2.1 套管检查与解体
上报运行管理部门后, 决定立即联系厂家处理该缺陷, 并申请调度将该主变停运。厂家人员到达现场后在检修人员的配合下对主变套管进行检查。外观检查发现套管油位观测镜较脏, 无法看出套管油位的具体位置。同时套管末屏处有油漆覆盖, 密封圈已老化龟裂失去弹性, 于是将异常相套管从主变本体拆下后起吊放置到支架上做进一步解体检查。放油作业时, 根据排出的油量和套管容积应该注入的标准油量相比较, 发现套管内油量较少, 确定该套管已经发生渗油状况。解开主瓷套后发现沿电容芯子上部隐约有一条分界线。分界线上部电容纸较干, 呈皱状, 分界线下部电容纸则较平展, 表面光滑且无发皱现象, 同时发现电容芯子局部被击穿。拆开小瓷套管时伴有少量油水混合物流出, 在引线连接处发现脏污, 但引线连接良好。
2.2 绝缘劣化分析
本案例中套管为油纸电容型 (现场多数为此型) , 主要由电容芯子、瓷套、连接套筒及其他固定附件组成。电容芯子内部导电管上卷有电缆纸和铝箔, 最外面的一层铝箔即为末屏。套管在运行中相当于多个电容器相串联的电路, 正常情况下系统电压均匀地分配在电容芯子的全部绝缘上。本次缺陷由于密封装置老化, 引起套管渗油, 加之变电站附近有一大型化工厂, 外部环境污染较重使得油位观测镜脏污, 运行人员巡视时因看不清油标管的油位指示, 所以未能及时发现套管缺油状况。使得混有杂质的潮气持续浸入电容屏间或绝缘层间, 随着受潮程度加重, 容性损耗产生热量并加速绝缘老化, 绝缘油在高温下碳化分解产生气体, 套管内部压力逐渐上升, 加剧密封装置破坏, 在系统电压的作用下开始产生局部放电, 最终导致套管绝缘下降, 直至试验人员对该主变进行年度预试时才发现该缺陷。
3 反事故措施
由于缺陷的及时发现, 避免了设备事故的发生, 虽然最终没有发展成为事故, 但也为我们的运行维护工作存在的薄弱点敲响了警钟。通过本次重大缺陷, 笔者认为应该从制造与维护两个方面吸取经验教训并采取防范措施, 杜绝套管事故的发生。
3.1 制造运输环节措施
对于制造厂家而言, 一方面除了严抓产品质量管理外, 在套管制造工艺上还应注意选用优质耐油密封胶垫和使用耐高温材料粘接瓷件, 确保电容芯子与连接套筒连接密封可靠。在储存、运输时, 还应对套管尾部采取防潮措施防止电容芯子受潮。
3.2 安装维护反事故措施
运行管理部门在项目规划时, 就要充分考虑系统运行方式和外部环境对套管运行可能带来的影响。在套管出厂试验时, 监造人员就应该要求厂家对套管内绝缘油进行油化试验, 以便发生异常时进行对比。套管到达现场后, 安装前要进行局部放电试验、介损测试和绝缘油色谱分析[3]。
对于运行而言, 运行人员进行设备巡视时应检查记录套管油位情况, 并定期采用红外测试手段检查运行中套管油位与发热情况。当通过目测、借助望远镜观测等多种方式都看不清油标指示时, 应及时申请停电检查。在外部环境污染较重地区, 更应重视此项工作。当变压器停电检修时, 运行人员要仔细检查套管本体是否有破损裂纹, 以及套管各部位密封面状况, 是否有潮气渗入或小套管是否有渗油等异常情况。检修人员进行变压器喷漆作业前, 应对套管末屏接地装置进行防护, 防止油漆喷在小套管表面。试验人员在常规预试中增加套管末屏试验, 以掌握套管末屏的绝缘运行状况, 及时发现问题研究处理。由于电容式套管内装的绝缘油数量较少, 在运行中长时间受到高温的作用, 也会出现油的化学性质变坏的现象, 有条件的地方最好定期做套管绝缘油化验或安装绝缘油在线监测装置, 以掌握绝缘油的运行状况。
4 结语
套管发生缺陷时将严重威胁变压器的稳定运行, 因此运行管理部门应对套管的选用、安装、验收、试验及维护等各个环节严格把关。由于套管属于小电容量设备, 通过介损值测试能灵敏反应绝缘受潮、老化等分布性缺陷, 所以介损测试是套管质量检验的重要项目。需要指出的是, 套管末屏绝缘试验超标, 存在着进水受潮或末屏引线接触不良两种情况。当发现套管末屏绝缘试验不合格时, 不宜盲目下结论, 还应结合油化分析结果综合判断。
摘要：本文通过一起预试中发现变压器高压套管绝缘试验异常, 辅助油化分析并根据套管解体检查验证, 确定产生原因是由于密封装置失效引起绝缘受潮, 导致套管长期在缺油状况下运行, 最终发展为设备缺陷。针对该类缺陷, 从生产制造与运行维护两个方面提出了相应的防范措施并总结。
关键词：变压器,套管,受潮,介损值,异常
参考文献
[1] 陈天翔, 王寅仲, 海世杰.电气试验第2版[M].北京:中国电力出版社, 2005.
[2] Q/CSG 1 0007-2004电力设备预防性试验规程[M].北京:中国电力出版社, 2004.
防水套管范文第3篇
套气过大对抽油井生产危害较大。油井常因气体的影响,使抽油井生产不正常,如造成泵充满系数过低、严重造成抽油泵气锁。我站的河75-24井,套压较高,日常在1.0兆帕,产量为1.3吨属于低产低能井,为此,对该井采用不定期放套管气的管理,提高生产能力。同时,在进行测液面时和井口作业施工时,都要放掉套管气,造成资源的浪费以及造成环境的污染,同时存在着较大的安全隐患。目前,在我站这样的井有10口,严重影响油井的正常生产,影响了生产和安全治理。
2 实施方案
为了消除上述所存在的问题,研发设计了《套管气自动回收流程》具体实施方案如下:
(1)该装置由8兆帕高压钢丝软管、25厘米单流阀1个、25厘米截止阀1个、15厘米接头2个、15厘米三通1个组成。将1个截止阀与套管闸阀连接,并由钢丝软管、单流阀、15厘米的闸阀组成联通管道。
在油井井口的回压计量装置闸阀后端连接一个三通装置把回压计量装置改到三通上端,三通另一端与连接完成的进气管道连接成密闭的套管气回收管道,实现套管气自动回收,并能同时观察压力变化。洗井,测液面时在另外一个套管头处连接流程,只需关闭25厘米闸阀。
(2)工作原理随着抽油机驴头的上下往复运动,带动抽油泵工作,随着原油的抽出,部分气体从原油中脱出,进入油套环形空间。随着原油的不断采出,套管内的气体压力不断加大,当套管环形空间压力大于油井管线内回压时,气体将回收装置中的单流阀顶开,进入管线系统,达到回收的目的。如果环形空间内压力降低,气体回收装置中的单流阀利用管线回压关闭,防止管线内液流进入套管环形空间。(如图1所示)
3 经济、社会效益分析
改造前:每次测试前需要放低压力,套管气外排造成空气污染,快速放气容易造成油井液面激动出砂,严重会造成砂埋油层。还浪费人力物力,造成不安全因素。
(1)改造后经济效益分析
①按我站10口井计算,平均匡算每口井每天50立方米天然气50×10×300=150000立方米,每立方米天然气1元计算年创效益150000×1=15万元
(2)单井成本100元,10口井总成本100×10元=0.1万元
(3)年直接经济效益为15-0.1=14.9万元
(2)改造后社会效益分析
①提高了安全系数,改善了油区大气环境。
②使套管气排放进生产流程,真正从源头杜绝天然气的流失,提高产气能力。
③该流程已经在河75-24井安装试验,现改进回压维持在0.8MPa回压降低明显。
1.井口密封器2.生产闸门3.总闸门4.套管闸门5.三通6.压力表7.井口放空阀门8.钢板管9.单流阀10.弯头11.套管外接阀门
摘要：本文介绍了油井生产存在的问题,通过针对现场实际,采取了改进套管气自动回收流程方案措施,取得了经济效益和社会效益,具有推广价值。
防水套管范文第4篇
1 可更换钻头套管钻井工具
1.1起下工具
可更换钻头套管钻井工具中的起下工具主要包括打捞矛、配重杆以及钢丝绳安全接头、旋转接头等。打捞矛主要包括两种:下井时使用的锁定工具串以及从井下起出时所用的锁定工具串。在进行下井时, 打捞矛就会将下井时使用的锁定工具串下放到油井之中, 并会使其坐放到位于油井底部的坐底套管的上面, 其后, 打捞矛就会脱开井下钻具组合;在进行起出时, 打捞矛就会与从井下起出时所用的锁定工具串进行对接, 与之锁紧并随之从油井内起出。起下工具中配重杆的主要作用是当从油井内起出套管钻井工具的时候, 为打捞矛提供充足的重力, 从而有效保证打捞矛能够顺利地进行打捞。起下工具中钢丝绳旋转接头的主要作用是在向下钻井的时候防止钢丝绳出现缠绕、打结的状况。在钢丝绳遭受到其承受范围之外的拉力时, 安全接头就会将其释放, 从而能够防止钢丝绳因受到拉力作用而被拉断遗落到油井之中。
1.2井下锁定工具组合
可更换钻头套管钻井工具中的井下锁定工具组合是由钢丝绳起下的, 在一般情况下, 其主要由领眼钻头、随钻扩眼器以及锁定和密封总成这三大部分组成。根据实际情况的需要, 可以在井下锁定工具组合中增加随钻测量仪器、井下钻井液直马达或者是井下钻井液弯壳马达, 也可以增加用于取心作业的取心钻头、取心工具。此外, 为了预防套管柱发生弯曲, 也可以在其下端串接上一根或两根钻铤, 不仅能够增加钻压, 也可以使套管柱能够在一定程度上承受拉应力。随钻扩眼器上所带有的切削齿是大直径的PDC切削元件, 具有非常强的破岩能力, 控制其伸缩的是钻井液产生的压力。在套管钻井工具进行下入或者是进行回收时, 随钻扩眼器的切削臂会保持收缩, 从而能够在套管内顺利通过。井下锁定工具组合中的领眼钻头可以是金刚石钻头, 牙轮钻头也可以。随钻扩眼器与领眼钻头所钻井眼直径与套管柱外径相比, 前者比较大, 从而可以为套管下入及其之后的固井作业流出充足的环空。
1.3坐底套管
处在套管柱末端的坐底套管, 其主要组成为扭矩和轴向锁定短节、定位台肩和止动器定位槽以及套管鞋。扭矩和轴向锁定短节分别配合井下锁定工具组合中的扭矩和轴向锁定装置进行使用, 能够在坐底套管与井下锁定工具组合之间完成锁定任务和解锁任务。而套管鞋上配备硬质合金元件或者是PDC切削元件, 能够协助领眼钻头与随钻扩眼器进行钻进作业, 在随钻扩眼器上存在的切削臂发生异常无法到位回收时, 套管鞋可以发挥磨铣作用。
2 可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺
2.1井下锁定工具组合的下入
套管钻井工具中的井下锁定工具组合在一般情况下是由泵送下入的, 在其进行下入的过程中, 井下锁定工具组合上的旁通是打开的, 钻井液就会流过旁通孔, 由于随钻扩眼器上存在的切削臂是收缩的, 因此不会张开。当井下锁定工具组合上存在的止动器到达定位台肩时, 就会使旁通关闭, 扭矩、轴向锁定短节分别与扭矩、轴向锁定装置进行锁定, 套管钻井工具的下入工具在这样的情况下就会脱开。此时, 钻井液就会流向井下锁定工具组合的中心流道, 进而进入到随钻扩眼器之中。而随钻扩眼器的钻头和切削臂已伸到套管鞋的外部, 在钻井液压力达到一定的数值的情况下, 随钻扩眼器上存在的驱动机构就会使其切削臂张开。
2.2井下锁定工具组合的起出
在需要更换井下工具或者是钻井作业完成的情况下, 首先, 利用泵把钢丝绳起出工具下放到井下, 起下工具中的打捞矛在到达井底之后就会和井下锁定工具组合上存在的打捞颈产生对接。通过上提钢丝绳打开井下锁定工具组合上的旁通, 使扭矩、轴向锁定装置与扭矩、轴向锁定短节解锁。在这样的情况下, 钻井液就会从旁通孔流出, 而不会流经井下锁定工具组合的中心流道, 随钻扩眼器的切削臂也会受到回位弹簧的影响, 从而自动收缩并恢复原位, 在这时就可以通过钢丝绳起出工具将井下锁定工具组合起出。
2.3固井作业
因为套管钻井所使用的套管中不存在浮箍, 所以在进行固井作业时, 首先应该向套管中放入一个固井用的浮箍, 并要将固井用的浮箍在坐底套管上进行锁定。固井浮箍主要由橡胶、铝制作而成, 可钻性非常良好, 也可以良好地对固井水泥进行密封, 预防回压。在固井浮箍到达指定的位置后, 就可以采取常规方式开展注水泥、固井作业。
3 结语
综上所述, 本篇论文主要分析了可更换钻头套管钻井工具与可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺, 以期对相关研究及实践工作提供具有参考价值的资料。
摘要：据相关实验研究表明, 套管钻井技术能够在很大程度上降低钻井作业的投资成本。在套管钻井的发展过程中, 其配套技术也逐渐完善, 在应用过程中, 套管钻井的各项优势得到了充分的体现。本篇论文主要探究了可更换钻头套管钻井工具及其主要施工工艺。
关键词：可更换,钻头套管,钻井工具,主要工艺
参考文献
[1] 冯来, 王辉, 王力, 郑万江.可更换钻头套管钻井工具及工艺研究[J].石油钻探技术, 2007, 05:18-21.
[2] 尹方雷, 余雷, 夏炎, 白冬青, 李艳丽, 郑颖异, 张雷雷, 王飞.连续管钻井工具现状及趋势[J].辽宁化工, 2013, 09:1068-1071+1074.
防水套管范文第5篇
1 夹套管在苯酐生产中的应用优势
苯酐在生产的过程中为一个非常强的放热反应, 整个过程产生大量的热蒸汽, 部分企业在生产的过程中将苯酐生产中产生的热蒸汽用于其他化工装置生产的热源或者用于发电。而通过将夹套管应用到苯酐生产中, 可以实现能源的合理使用, 其产生的冷凝水也可以往复使用。同时整个过程操作非常简单, 所需的成本也较低, 安全程度也较高, 若出现故障时也较容易维护。部分企业在苯酐生产中应用时也可以采用电伴热的方式, 这必然导致苯酐生产经济性的降低, 同时, 由于外层有保温层的存在, 整个工具的维修工作也非常不方便开展。部分企业采用导热油的方式进行伴热, 虽然取得了较好的苯酐生产效果, 但是其所需的成本较高, 维修费用也非常的高。由于苯酐生产为一种负能耗, 为一种放热反应, 因此, 通过将夹套管应用到苯酐生产中, 不论在经济、操作还是在安全方面是其他生产工艺不能相比的, 可见夹套管在苯酐生产有着较大的应用前景。
2 夹套管在苯酐生产中应用设计与制作
通过上述分析可见夹套管在苯酐生产中有着较大的优势, 因此, 通过科学合理设计与制作夹套管应用到苯酐生产过程中是非常必要的。
在具体的设计与制作时, 应当首先制作内管道, 当内管道制作完成之后, 按照规定标准压力的1.5倍压力进行内管道漏点的测试, 通过测试之后, 套入外管道, 对于弯头等较难制作的部件可以采用刨分的方式进行制作, 但是采用该种方法在苯酐生产中应注意苯酐的防水, 因为, 苯酐遇到水之后非常容易生成邻苯二甲酸, 邻苯二甲酸的熔点非常的高, 因此非常容易出现夹套管的堵塞, 因此, 在具体的夹套管设计与制作时, 应当在法兰、变径、三通、弯头等部位不设置夹套, 也就是将管道上所有焊缝完全的露在外面, 这就能较好的避免出现热蒸汽泄露而导致的内管道堵塞的情况, 从而有效的解决了水和苯酐相互反应形成邻苯二甲酸而导致夹套管内管道堵塞的情况。
其次在进行夹套管伴热管的制作与设计时, 由于考虑到苯酐在夹套管内流动的过程中一般不需要加入大量的热量的情况, 同时为了保证两者同心度, 应选择定心块进行支撑的方式。另外, 外管的总长度应长与内管, 在满足焊接的条件下, 应尽量的减少不伴热的外伸长度。
第三, 在进行内管的焊接时应采用氩弧焊的方式进行, 并尽量的将内壁的杂质全部的清除掉, 外管之间通过盘管连接, 这在很大程度上能够提升苯酐生产过程中管线后期的清理与吹扫。
第四, 考虑到苯酐生产过程中, 蒸汽凝液特性, 在进行水平管的连接时, 应采取从下面将凝液排出, 蒸汽从上面进入的方式, 管道的安装方向应为竖直, 从而尽量的将凝液排出到伴热管外部。另外, 为了增强管件处的伴热效果, 可以在没有夹套的位置, 将导热的胶泥涂抹到对应的位置上, 从而更好的提升夹套管的使用效果。
3 夹套管在苯酐生产中应用检验
当夹套管设计与制作完成之后, 应首先进行吹扫, 吹扫的顺序应为从内部向外部依次进行, 具体的操作方法可以采用压缩空气法, 保证管道内部的泥土与药皮全部的排出来。利用蒸汽将套管中内部管道黏贴的杂质排出来, 这个过程中应适当的敲打外管道。
当经过上述的吹扫操作之后, 应进行压力试验, 内管压力试验使用的压力应为外部压力试验压力的1.5倍, 在实验的过程中应保证压力作用10分钟以上。这里需要注意的为套管的压力检测应在冷态下进行, 在压力实验的过程中应观察焊缝处有没有沙漏出现, 必要情况下, 可以用惰性气体或者氨气进行渗漏检测。
4 夹套管在苯酐生产中应用注意事项
首先夹套管在苯酐生产中若使用的为空置的夹套管, 则应当将凝液导淋, 然后再将伴热的蒸汽通入到其中, 从而防止出现震动开裂的情况发生。当蒸汽投入到使用之后的3个小时, 技术人员应当使用固体苯酐棒进行管道管件的检查, 特别是对连接位置应进行针对性的检测, 当确认了苯酐全部融化之后, 在进行物料的投放, 从而更好的提升投料的成功率。
其次, 若内管含有苯酐物料, 伴热蒸汽的使用应当从管道的一端开始, 然后分段进行使用。由于苯酐具有较强的热胀冷缩性能, 因此需留有充足的苯酐从固态转变为液态的空间, 防止夹套管涨裂。
第三, 当苯酐夹套管使用一段时间后, 粗苯酐中的部分易燃杂质会附着到内管上, 停车后需要进行碱洗或者机械处理, 防止通入伴热蒸汽后在高温下引起自燃, 发生事故。当夹套管道发生堵塞后, 应采用机械切割的办法, 拆除堵塞部分, 人工清理后, 在通入气等加以保护的情况下, 加以焊接复位。一定要切实小心, 管壁上的焦油等附着物易发生缓慢的氧化燃烧, 可能引起着火和爆炸。
第四, 由于内管堵塞为夹套管在苯酐生产过程中常见的问题之一, 因此, 为更好的避免出现夹套管的堵塞, 在进行苯酐生产的过程中, 技术人员应及时的检查凝液站、蒸汽站的工作状态, 特别是对其中包含的薄弱环节, 应进行及时的检查, 发现问题之后及时的进行处理, 从而更好的保证苯酐生产所需的热温度。另外, 在泵入口处, 应当安装过滤器, 防止杂质进入到流量计中, 从而更好的保证苯酐生产物料流动的通畅性与连续性。对于堵塞的内管, 可以采用提高伴热温度、高压水枪、机械清理的方法疏通。对于经常不畅通的管道, 可以增设反吹系统, 随时吹走杂质, 延长运行时间。堵塞严重的部分, 拆除疏通后复位时, 最好在通入氮气等加以保护的情况下进行焊接。
第五, 为了防止夹套管内管结焦之后出现爆炸的情况, 当进行粗苯酐生产时, 应将夹套管中积累的易燃物, 应在停车之后采用机械的方式或者碱液冲洗的方式冲洗干净。这里也需要采用氨封的方式防止出现高温而引发的自燃事物。此外, 在苯酐生产的后期, 由于会出现易燃物的积累, 应及时将夹套管中的易燃物清楚干净。对出现的漏点, 修补处理应严格按照化工安全标准进行, 杜绝事故隐患。也可以采取铆堵、打卡子、捆扎等带压堵漏的形式进行处理。
5 结语
通过上述分析, 夹套管在苯酐生产中有着较好的应用前景, 但是夹套管在苯酐生产的过程中, 有较多的需要注意的问题, 因此, 这就要求技术人员在将夹套管应用到苯酐生产的过程中, 采取科学的预防措施, 强化质量控制, 针对苯酐生产的实际条件, 设定出科学的操作方法, 消除故障因素的影响, 保证夹套管在苯酐生产中应用的稳定性, 更好的提升苯酐生产的效率与质量。
摘要：夹套管为化工生产中常用的一种化学管道, 具有使用范围广泛伴热效率较高且均匀的特性, 在化工生产中得到了广泛的应用。本文从夹套管在苯酐生产中的应用优势分析入手, 分析了夹套管在苯酐生产中应用设计与制作, 夹套管在苯酐生产中的应用检验, 并在最后对夹套管在苯酐生产应用注意事项进行了剖析。
关键词：苯酐,夹套管,生产,应用
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