Cтраница 2
Поэтому перед определением приемистости скважин необходимо убедиться в отсутствии отложений на поверхности труб, в противном случае провести дополнительные работы по очистке поверхности. [16]
При необходимости до определения приемистости в скважину спускают пакер для снятия давления с колонны. [17]
Таким образом, определение приемистости отдельной скважины водовода путем последовательной кратковременной остановки других скважин этого же водовода приводит к существенным ошибкам в распределении нагнетаемой воды между всеми скважинами водовода. [18]
Недостатком этого метода определения приемистости скважин является ошибка, обусловленная наличием на внутренней поверхности труб обсадной колонны продуктов коррозии и различных видов отложений. [19]
Первоначально в скважину для определения приемистости закачали 35 м3 конденсата при производительности насосов 1 8 м3 / мин и давлении на устье 40 МПа, а затем - высоковязкий гель в объеме 4 м3, приготовленный на основе 1 % - ного раствора полиакриламида и сернокислого алюминия. Гель выполнял функцию временного кольматанта наиболее проницаемой части продуктивного пласта для выравнивания профиля приемистости и с целью создания условий для обработки кислотным составом проницаемых участков и подключения в работу пласта по всей мощности. [20]
Уравнение, использованное для определения приемистости бензинов к ТЭС, дает удобный способ определить стоимость повышения октановых чисел путем добавки ТЭС. [21]
Скважину пускают под закачку с определением приемистости, о чем составляется акт с представителем заказчика. [22]
По результатам ПГИ, ГДИ и определения приемистости скважины в геологическом отделе исполнителя работ составляют отдельный план работ на закачку химреагентов, который согласовывают главный инженер и главный геолог исполнителя работ. [23]
Прибор ( рис. 93) предназначен для определения приемистости отдельных пропластков нагнетательных скважин и дебитов пропласт-ков эксплуатационных скважин. [24]
При невозможности осуществления указанного комплекса исследований обязательными являются определение приемистости, замер дебита жидкости, обводненности продукции, устьевого и забойного давлений. [25]
По окончании всех работ были выполнены исследования по определению приемистости пласта. Установлено, что при давлении 10 8 МПа приемистость скважин составила 300 мэ / сут. [26]
Нагнетание сырой нефти в скважину с целью опрессовки пакера и определения приемистости пласта позволило установить, что рабочая жидкость ( рис. 102) беспрепятственно поглощается ППБ. [27]
С 1981 г. в опытном порядке организована закачка газа в пять скважин для определения приемистости газовых ( нагнетательных) скважин. [28]
При проведении кислотных обработок в условиях низких пластовых температур ( 10 СГ л20 С) для определения приемистости скважин осуществляют следующие операции: промывку забоя скважины несколькими порциями 6 - 8 % - ной кислоты, прокачиваемой водными растворами ПАВ ( ОП-10, Е-30, превоцелл W-OF - 100 концентрацией 0 5; 0 012 и 1 5 % соответственно); промывку скважины водными растворами ПАВ; опрессовку трубопроводов, идущих от агрегатов, на давление, в 1 5 раза превышающее ожидаемое; определение приемистости скважины путем закачки 10 - 15 % - ного раствора СаС12 или смеси ПАВ с 1 - 2 % НС1 на нескольких режимах. [29]
В ремонтируемую скважину ( рис. 5.1 а) до глубины нижних отверстий перфорации продуктивного пласта спускаются НКТ, производится промывка и определение приемистости. В скважину спускаются НКТ с пакером и последний устанавливается между двумя спецотверстиями, восстанавливается циркуляция путем обратной промывки заколонного пространства. В случае необходимости в промывочную жидкость добавляются наполнители. [30]