- •1.1. Призабойная зона пласта
- •1.2. Конструкции скважин
- •1.3. Конструкции забоев скважин
- •Месторождения Самгои-Патардзеули (Грузия)
- •Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород
- •1.3.1. Обоснование выбора конструкции забоя смешанного вида
- •1.3.2. Обоснование выбора конструкции
- •1.3.3. Обоснование выбора конструкции забоя для предотвращения выноса песка
- •1.4. Гидродинамическое
- •1.5. Воздействие на фильтрационные свойства пласта в околоскважинной зоне
- •1.5.1. Фильтрационная характеристика
- •1.5.2. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах
- •Степень восстановления проницаемости
- •1.6. Движение жидкости и газа в системе «пласт - скважина».
- •1.7. Виды ремонтов нефтяных
- •Общие положения
- •Принятые сокращения
- •Виды ремонтов
- •Капитальный ремонт скважин
- •Виды капитальных ремонтов скважин
- •3.2 Текущий ремонт скважин
- •Виды текущего ремонта скважин
- •3.3 Повышение нефтеотдачи пластов
- •2.1. Природа нарушения
- •2.2. Факторы, способствующие
- •1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение пзп:
- •2. Физико-литологические факторы,
- •3. Физико-химические факторы:
- •4. Термохимические факторы:
- •Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
- •Восстановление проницаемости керна
- •Влияние буровых растворов на проницаемость керна
- •Уменьшение коэффициента продуктивности
- •Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора
- •Буферные разделители
- •2.3. Жидкости глушения
- •Значения коэффициентов восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе
- •2.4. Пены
- •2.5. Глушение и освоение скважин
- •2.5.1. Особенности глушения скважин
- •2.5.2. Деблокирование пласта
- •3.1. Технология удаления жидкости
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин
- •Антифризы и их концентрация в водных растворах
- •Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых пав
- •Состав новых пенообразователей
- •3.2. Технология удаления из скважин
- •Пенообразующие свойства сульфама
- •Потребная концентрация сульфама
- •3.3. Удаление жидкости из скважин
- •4.1. Назначение цементных мостов и
- •Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах
- •Ориентировочные значения [м] и [∆р] при установке мостов
- •4.2. Особенности выбора рецептуры
- •Программа исследования тампонажного раствора
- •4.3. Разрушение застойных зон поперечным
- •Бурильные эксцентрики
- •4.4. Оборудование для установки
- •Оборудование для установки цементных мостов
- •4.5. Методика расчета операций по
- •1. Определение необходимых объемов цементного
- •Величины коэффициентов, учитывающих потери тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с буровым раствором
- •Допустимый градиент давления при определении высоты цементного моста
- •Допустимые касательные напряжения для определения обеспечения необходимой несущей способности моста
- •2. Определение высоты цементного моста
- •Расчет времени установки моста
- •5.1. Общие принципы ремонтно-изоляционных работ (рир) и последовательность
- •5.1.1. Терминология
- •5.1.2. Подготовка к рир
- •Основные размеры нкт для тампонажных и вспомогательных работ
- •5.1.3. Исследование скважины
- •Параметры исследования крепи скважины
- •5.1.4. Гидроаэродинамические методы поиска
- •5.2. Тампонажные работы при
- •5.2.1. Расчеты при проверке скважины
- •Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
- •5.2.2. Тампонирование под давлением
- •5.2.3. Расчет продолжительности
- •Расчет продолжительного тампонирования под давлением
- •5.2.4. Определение объема тампонирующей
- •5.2.5. Расчет давлений при вымыве
- •Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов
- •5.2.6. Расчет тампонирования под давлением
- •5.2.7. Расчеты при установке разделительных
- •Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий
- •Расчетные коэффициенты
- •5.2.8. Расчет допустимой глубины
- •5.3. Техническая характеристика пакеров
- •Якоря для удержания пакеров на месте их установки
- •Пакеры типов пш и ппгм
- •Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
- •Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические
- •Гидравлико-механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ту 39-096-75)
- •Пакеры рукавные (ту 26-16-15-76)
- •Пакеры механические (ту 26-02-644-75, ту 26-02-213-77)
- •5.4. Вспомогательные тампонажные
- •5.4.1. Установка разделительных
- •5.4.2. Установка разделительных
- •5.4.3. Наращивание цементного стакана
- •5.4.4. Насыпка песчаных пробок в скважинах
- •5.4.5. Намыв наполнителей
- •5.4.6. Исправление негерметичности
- •5.5. Рир при ликвидации заколонных
- •5.6. Изоляция чуждых вод (газа)
- •5.7. Наращивание цементного кольца
- •5.8. Устранение негерметичности
- •5.8.1. Тампонирование негерметичных
- •5.8.2. Проведение рир при закачке
- •5.8.3. Проведение рир при закачке
- •5.8.4. Проведение рир при неустановленном
- •5.8.5. Проведение рир в перфорированной
- •5.8.6. Проведение рир в перфорированной
- •5.9. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования
- •5.9.1. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
- •5.10. Технологические приемы, рекомендуемые при тампонажных работах в скважинах
- •6.1. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн
- •6.2. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •6.3. Диагностика состояния крепи скважин
- •6.3.1. Сущность и состояние проблемы диагностики крепи скважин в нашей стране и за рубежом
- •6.3.2. Состав и характеристики комплекса средств для диагностики крепи скважин, разработанного предприятием «кубаньгазпром»
- •Техническая характеристика длм-42
- •Техническая характеристика лпм-42
- •Техническая характеристика смаш-42
- •Техническая характеристика идк
- •6.3.3. Основные особенности диагностического комплекса, разработанного «кубаньгазпромом»
- •6.3.4. Технология комплексной оценки качества перфорации скважин
- •6.4. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.1. Основные технические требования и технологическая последовательность операций при ремонте обсадных колонн стальными пластырями
- •Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
- •6.4.2. Конструктивные параметры, материалы и средства изготовления пластыря
- •6.4.3. Поиск дефекта в обсадных колоннах
- •Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн
- •Процесс получения отпечатка
- •6.4.5. Шаблонирование и ликвидация смятия обсадных колонн
- •6.4.6. Очистка внутренней поверхности обсадных колонн
- •6.4.7. Конструкция и принцип работы средств для спуска и установки пластырей в обсадных колоннах
- •6.4.8. Опрессовка отремонтированной обсадной колонны
- •6.4.9. Аварии при ремонте обсадных колонн
- •6.4.10. Выбор режимов ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.11. Перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширение области их применения
- •Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
- •Универсальный клапан
- •Установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны в процессе одной спуско-подъемной операции
- •Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
- •Установка пластыря из материала, обладающего эффектом «памяти формы»
- •Смена обсадных колонн
- •Увеличение долговечности обсадной колонны при ее проворачивании
- •Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине
- •Расчетные величины Мmах для 146-мм труб
- •7.1. Методы предупреждения
- •7.2. Химические методы удаления солеотложений из нкт
- •7.3.Применение покрытий для предотвращения солеотложений на трубах
- •7.4. Магнитные методы борьбы с отложениями солей
- •8.1. Условия образования и профилактика аспо
- •8.2. Расчет радиуса парафиновой кольматации пзп
- •8.3. Механические способы удаления аспо из скважины
- •8.4. Методы предупреждения формирования аспо в пзп
- •8.5. Тепловые методы удаления аспо из трубопроводов и призабойной зоны скважины
- •8.6. Химические методы очистки пзп от аспо
- •8.7. Зависимость растворимости аспо в газовом бензине от концентрации добавок оп-4. Время опыта:
- •8.7. Ингибирование как метод предотвращения или снижения скорости накопления аспо
- •8.8. Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности аспо
- •8.9. Термогазохимическое воздействие напзп
- •8.10. Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти
- •8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба с ним
- •8.11.1. Понятие о гидратах
- •8.11.2. Образование гидратов в пзп, стволе скважин, газопроводе
- •8.11.3. Способы борьбы с гидратообразованием
- •9.1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах
- •9.2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах
- •9.3. Удаление песчаных пробок из скважин
- •9.4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин
- •9.4.1. Фильтр-каркас гравийной набивки
- •Управляемая циркуляционная муфта
- •9 .4.3. Устройство с узлом перекрестных потоков (кроссовер)
- •Гравиесмесительная установка
- •Фильтровальная установка
- •9.4.6. Факторы, влияющие на формирование
- •Установка фильтра-хвостовика в скважине и намыв гравия за фильтр
- •Методы крепления призабойной зоны скважин
- •9.5.1. Контарен-2
- •9.5.2. Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью
- •9.5.3. Цементно-карбонатная смесь
- •9.5.4. Крепление призабойной зоны смолопесчаными смесями
- •9.5.5. Крепление кавернозной призабойной зоны пласта вспененными смолами
- •9.5.6. Крепление призабойной зоны резолформальдегидной смолой сфж-3012
- •9.5.7. Сланцевый крепитель рыхлых пород пзп
- •9.5.8. Крепление призабойной зоны способом коксования нефти
- •10.1. Причины обводнения скважин и их классификация
- •10.2. Методы предупреждения обводнения пластов-коллекторов в процессе разработки месторождений
- •10.2.1. Неселективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Органические и органоминеральные материалы для цементирования скважин
- •Латекс-цементные растворы в зарубежной практике
- •Гельцементные растворы в зарубежной практике
- •Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса а по ани)
- •Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса н по ани)
- •Период озц латекс-цементных растворов
- •10.2.2. Селективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Плотность гельцементного раствора
- •Озц гельцементного раствора
- •Прочность на сжатие гельцементного камня
- •Нефтецементные растворы
- •Нефтецементные растворы за рубежом
- •10.3. Газоизоляционные работы
- •10.4. Ограничение водопритоков составами акор
- •11.1. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны
- •11.2. Установка цементного моста
- •11.3. Спуск и крепление клина-откло-нителя в колонне
- •Установка клина-отклонителя без ориентации по азимуту с опорой на мост (пробку) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы
- •Принцип действия ориентированного спуска инструмента при помощи меток и сумматоров
- •Установка клина-отклонителя цементированием его на опору
- •11.4. Спуск райбера и вырезка окна в эксплуатационной колонне
- •11.5. Технология бурения и крепления второго ствола скважины
- •11.6. Технология вскрытия продуктивных пластов путем зарезки второго ствола с применением пены
- •Наращивание инструмента
- •3. Геофизические исследования
- •Заканчивание скважин
- •12.1. Печать
- •12.2. Труболовка
- •Труболовка наружная типа м-1 (Румыния)
- •12.3. Метчики
- •Р ис. 12.9 Метчик бурильный универсальный мбу.
- •12.4. Колокола ловильные
- •12.5. Ловитель для ловли труб в скважине
- •12.6. Ерши и удочки
- •12.7. Ясс механический
- •Механические яссы румынского производства
- •12.8. Фрезеры и райберы
- •12.9. Вырезка труб
- •Техническая характеристика комбинированных труборезов
- •12.10. Ловля насосных труб и штанг, подземного оборудования и отдельных предметов
- •14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин
- •14.1.1. Способы кислотной обработки
- •14.1.2. Виды соляно-кислотных обработок
- •14.1.3. Обработка скважин грязевой кислотой
- •14.1.4. Углекислотная обработка призабойных зон скважин
- •14.2. Гидравлический разрыв пластов
- •14.2.3. Технологические схемы гидроразрыва
- •14.3. Гидропескоструйная перфорация
- •14.4. Торпедирование скважин
- •14.5. Тепловые обработки пзп
- •14.5.1. Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами
- •14.5.2. Прогрев призабойной зоны паром
- •Порядок ликвидации скважин Категории скважин, подлежащих ликвидации
- •Литература
- •Оглавление
- •6. Ремонт обсадных колонн
- •7. Отложения минеральных солей в скважинах, способы
- •8. Предупреждение и ликвидация аспо и гидратообразо-
- •9. Пескопроявления в скважинах и борьба с ними . . . 360
- •10. Предупреждение и ограничение обводнения скважин 401
- •11. Забуривание новых стволов как способ ремонта сущест вующих скважин 455
Пакеры типов пш и ппгм
Показатели |
Пакер шлипсовый ПШ |
Пакер ППГМ-1 с гидромеханическим уплотнением |
|||||
ГШ-5" |
ГШ-6" |
ГШ-8" |
ППГМ1-114-160 |
ППГМ1-122-160 |
ППГМ1-133-160 |
ППГМ1-142-160 |
|
Условный диаметр колонны, мм |
146 |
168 |
219 |
146 |
146 |
168 |
168 |
Наибольший перепад давления на пакер, МПа |
30 |
30 |
30 |
16 |
16 |
16 |
16 |
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр |
118 |
136 |
187 |
114 |
122 |
133 |
142 |
длина |
1760 |
1840 |
2000 |
1655 |
1655 |
1880 |
1880 |
диаметр канала |
54 |
54 |
68 |
62 |
62 |
76 |
76 |
Масса, кг |
61 |
69 |
121 |
43 |
47 |
63 |
70 |
Таблица 5.10
Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
Показатели |
Взрывной пакер типа ВП |
Шлипсовый взрывной пакер типа ВПШ |
||||||
ВП 88 |
ВП 92 |
ВП 102 |
ВП 110 |
ВП 118 |
ВП 135 |
ВПШ 82 |
ВПШ 102 |
|
Наружный диаметр, мм |
86 |
92 |
102 |
110 |
118 |
135 |
82 |
102 |
Длина, мм |
475 |
490 |
535 |
570 |
605 |
605 |
1238 |
1265 |
Внутренний диаметр колонны, мм: минимальный максимальный |
96,3 98,3 |
100,3 102,3 |
109,0 115,0 |
117,7 124,0 |
125,2 133,0 |
144,0 152,0 |
88,0 96,0 |
109,0 120,0 |
Масса, кг |
5,1 |
6,3 |
7,9 |
9,6 |
11,6 |
15,7 |
34,2 |
49,3 |
Таблица 5.11
Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические
(ТУ 26-16-10-76, ТУ 26-02-313-77)
Шифр |
Наружный диаметр, мм |
Перепад давления, МПа |
Температура, 0С |
Диаметр канала, мм |
Герметизируемый диаметр, мм |
Длина, мм |
Масса, кг |
ПН-ЯГ-90-500 |
90 |
50 |
120 |
38 |
102,3 |
1510 |
43 |
ПВ-ЯГ-90-500 |
|
50 |
120 |
38 |
102,3 |
1066 |
45 |
ПД-ЯГМ-90-350 |
|
35 |
120 |
62 |
102,3 |
1785 |
51 |
ПН-ЯГ-90-500К |
|
50 |
150 |
38 |
102,3 |
1510 |
43 |
ПВ-ЯГ-90-500К |
|
50 |
150 |
38 |
102,3 |
1510 |
43 |
ПН-ЯГ-90-500К1 |
|
50 |
150 |
38 |
102,3 |
1510 |
43 |
ПВ-ЯГ-90-500К1 |
|
50 |
150 |
38 |
102,3 |
1510 |
43 |
ПН-ЯМ-90-210 |
|
21 |
120 |
40 |
102,3 |
2170 |
45 |
ПД-ЯГ-1 12-500 |
112 |
50 |
120 |
50 |
121,7 |
2095 |
80 |
ПД-ЯГ-1 12-500 |
|
50 |
120 |
62 |
121,7 |
1850 |
90 |
ПН-ЯГМ-112-210 |
|
21 |
120 |
62 |
121,7 |
1655 |
43 |
ПД-ЯГМ-112-210 |
|
21 |
120 |
62 |
121,7 |
1895 |
66 |
ПН-ЯМ-1 12-210 |
|
21 |
120 |
62 |
121,7 |
2170 |
52 |
ПД-ЯГ-1 18-500 |
118 |
50 |
120 |
50 |
133,0 |
2095 |
89 |
ПД-ЯГИ-1 18-350 |
|
35 |
120 |
50 |
133,0 |
2330 |
103 |
1 ПД-ЯГ-1 18-350 |
|
35 |
120 |
61 |
133,0 |
2680 |
124 |
2ПД-ЯГ-1 18-500 |
|
50 |
120 |
62 |
128,0 |
1850 |
94 |
2ПД-ЯГ-118-350К1 |
|
35 |
120 |
61 |
133,0 |
2680 |
124 |
2ПД-ЯГ-118-350К2 |
|
35 |
120 |
61 |
133,0 |
2680 |
136 |
ПН-ЯГМ-1 18-210 |
|
21 |
120 |
62 |
128,0 |
1655 |
46 |
ПД-ЯГМ-118-210 |
|
21 |
120 |
62 |
128,0 |
1895 |
69 |
ПН-М-1 18-210 |
|
21 |
120 |
— |
133,0 |
1030 |
40 |
ПН-ЯМ-1 18-210 |
|
21 |
120 |
62 |
133,0 |
2170 |
55 |
1 ПД-ЯГ-1 22-500 |
122 |
50 |
120 |
62 |
133,0 |
1850 |
98 |
ПН-ЯГМ-122-210 |
|
21 |
120 |
62 |
133,0 |
1655 |
47 |
ПД-ЯГМ- 122-2 10 |
|
21 |
120 |
62 |
13,0 |
1895 |
73 |
ПН-ЯГМ-132-210 |
132 |
21 |
120 |
76 |
140,3 |
1880 |
55 |
ПД-ЯГМ- 132-2 10 |
|
21 |
120 |
76 |
140,3 |
2000 |
74 |
ПД-ЯГ-1 36-500 |
136 |
50 |
120 |
61 |
155,3 |
2325 |
130 |
ПД-ЯГИ-1 36-350 |
|
35 |
120 |
61 |
155,3 |
2704 |
136 |
1 ПД-ЯГ-1 36-500 |
|
50 |
120 |
76 |
146,3 |
1900 |
122 |
ПН-ЯГМ-145-210 |
|
21 |
120 |
76 |
155,8 |
1880 |
68 |
ПД-ЯГМ- 145-2 10 |
|
21 |
120 |
75 |
155,8 |
2000 |
84 |
ПН-ЯГМ-1 50-2 10 |
150 |
21 |
120 |
89 |
163,8 |
2000 |
90 |
Продолжение таблицы 5.11
Шифр |
Наружный диаметр, мм |
Перепад давления, МПа |
Температура, 0С |
Диаметр канала, мм |
Герметизируемый диаметр, мм |
Длина, мм |
Масса, кг |
|
ПД-ЯГМ- 150-2 10 |
|
21 |
120 |
89 |
163,8 |
2090 |
102 |
|
ПН-ЯГМ- 160-2 10 |
160 |
21 |
120 |
100 |
173,7 |
2000 |
102 |
|
ПД-ЯГМ- 160-2 10 |
|
21 |
120 |
100 |
173,7 |
2090 |
127 |
|
ПН-ЯМ-160-210 |
|
21 |
120 |
76 |
173,7 |
2460 |
95 |
|
ПН-ЯГМ-170-210 |
170 |
21 |
120 |
100 |
179,7 |
2000 |
110 |
|
ПД-ЯГМ-170-210 |
|
21 |
120 |
100 |
179,7 |
2090 |
134 |
|
1ПД-ЯГ- 185-350 |
185 |
35 |
120 |
100 |
205, |
2200 |
180 |
|
ПН-ЯГМ-185-210 |
|
21 |
120 |
100 |
205, |
2110 |
123 |
|
ПД-ЯГМ-185-140 |
|
14 |
120 |
100 |
205, |
2210 |
142 |
|
1ПД-ЯГМ- 185-2 10 |
|
21 |
120 |
130 |
205, |
2700 |
155 |
|
ПН-ЯМ-185-140 |
|
14 |
120 |
100 |
205, |
2030 |
100 |
|
ПН-ЯГМ-236-140 |
236 |
14 |
120 |
40 |
253, |
2230 |
150 |
|
ПД-ЯГМ-200-140 |
|
14 |
120 |
145 |
253,1 |
2575 |
172 |
|
2ПД-ЯГ- 136-350 |
136 |
35 |
120 |
76 |
155,3 |
2710 |
142 |
|
2ПД-ЯГ-136-350К1 |
|
35 |
120 |
76 |
155,3 |
2710 |
142 |
|
ЗПД-ЯГ-136-350К1 |
|
35 |
120 |
80 |
146,3 |
2800 |
150 |
|
2ПД-ЯГ-136-350К2 |
|
35 |
120 |
76 |
155,3 |
2710 |
156 |
|
ЗПД-ЯГ-136-350К2 |
|
35 |
120 |
80 |
146,3 |
2800 |
174 |
|
ПД-ЯГ- 136-2 10 |
|
21 |
120 |
50 |
155,3 |
3886 |
175 |
|
ПН-ЯГМ- 136-2 10 |
|
21 |
120 |
76 |
146,3 |
1880 |
60 |
|
ПД-ЯГМ-136-210 |
|
21 |
120 |
76 |
146,3 |
2000 |
75 |
|
ПН-М-136-210 |
|
21 |
120 |
|
155,3 |
1090 |
55 |
|
ПН-ЯМ- 136-2 10 |
|
21 |
120 |
62 |
155,3 |
2260 |
70 |
|
1 ПД-ЯГ- 140-500 |
140 |
50 |
120 |
76 |
150,3 |
1900 |
128 |
|
ПН-ЯГМ-140-210 |
|
21 |
120 |
76 |
150,3 |
1880 |
64 |
|
ШН-ЯГМ-140-210 |
|
21 |
120 |
90 |
155,3 |
2550 |
70 |
|
ПД-ЯГМ- 140-2 10 |
|
21 |
120 |
76 |
150,3 |
2000 |
81 |
|
ПД-ЯГ- 145-350 |
145 |
35 |
120 |
76 |
163,8 |
2750 |
140 |
|
1 ПД-ЯГ- 145-500 |
|
50 |
120 |
76 |
155,8 |
1900 |
138 |
|
ЗПД-ЯГ-145-350К1 |
|
35 |
120 |
80 |
155,8 |
3000 |
173 |
|
ЗПД-ЯГ-145-350К2 |
|
35 |
120 |
80 |
155,8 |
3000 |
198 |
|
ПД-ЯГР-243-140 |
243 |
14 |
120 |
150 |
259,1 |
2850 |
180 |
|
ПН-ЯГМ-243-140 |
|
14 |
120 |
50 |
259,1 |
2230 |
160 |
|
1ПД-ЯГМ-243-140 |
|
14 |
120 |
145 |
259,1 |
2575 |
182 |
|
ПВ-ЯГМ-Т-122-140 |
122 |
14 |
325 |
45 |
133,0 |
1690 |
70 |
|
ПВ-ЯГМ-Т-140-140 |
140 |
14 |
325 |
59 |
150,3 |
2370 |
100 |
|
Примечания: 1. Резьба 146 и 168 мм по ГОСТ 632-64. 2. Я - якорный тип. Т - термостойкий. 3. Способ посадки: Г - гидравлический, ГМ - гидромеханический, М - механический. 4. - рабочая среда: без индекса - нефть, газ, газоконденсат, вода; К - то же с наличием водопесчаной смеси; К1 - газ, газоконденсат с содержанием СО2 6%; К2 — то же с содержанием Н2S 6%. 5 - воспринимаемая нагрузка: В - перепад давления направлен вверх, Н - перепад давления направлен вниз, Д - перепад давления направлен вверх и вниз.
Таблица 5.12