Опрессовка - пакер - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Торопить женщину - то же самое, что пытаться ускорить загрузку компьютера. Программа все равно должна выполнить все очевидно необходимые действия и еще многое такое, что всегда остается сокрытым от вашего понимания. Законы Мерфи (еще...)

Опрессовка - пакер

Cтраница 3


31 Обвязка колонная. [31]

На боковых отводах корпуса 6 устанавливают манифольд контроля давления 8, состоящий из задвижки, манометра и заглушки. На корпусе колонной головки размещен клапан 1 для нагнетания смазки при опрессовке пакеров.  [32]

УГР - установки с последовательно соединенными насосами, обеспечивающие как совместный, так и раздельный подъем обычной, высоковязкой, высокогаэированной нефти, а также нефти с различными Физико-химическими свойствами. Конструкция установок позволяет проводить в скважинах следующие технологические операции: разобщение пластов, опрессовку пакера, глушение скважины, исследование работы каждого насоса в отдельности и регулирование режимов отбора. Применяются в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 и 168 мм.  [33]

34 Схема оборудования для раздельного отбора нефти из двух пластов по схеме насос-фонтан. [34]

После опрессовки пакера осваивали продуктивные пласты: верхний - компрессором, нижний - глубинным штанговым насосом.  [35]

Из-за большого числа факторов, влияющих на давление раскрытия или образования трещин, определить его расчетным путем оказывается затруднительно. Поэтому в промысловой практике давление разрыва пород или раскрытия трещин определяют по данным испытания скважин на приемистость. Испытание на приемистость осуществляется в подготовительный период и совмещается с опрессовкой пакера или колонны труб.  [36]

37 Односторонний самоуплотняющийся пакер. [37]

После спуска пакера на заданную глубину производят срыв предохранительного кожуха. Для этого сбрасывают шарик в колонну, на которой спускается пакер, нагнетают жидкость. Под действием давления жидкости плунжер срезает шпильки 75 и стаскивает кожух вниз, освобождая самоуплотняющуюся манжету. При дальнейшем движении плунжер 18 срезает винты 19 и вместе с шариком падает в сетку, освобождая проходное отверстие пакера. Срыв кожуха фиксируется по манометру. После срыва кожуха производят опрессовку пакера. Отсутствие перелива жидкости из затрубного пространства указывает на герметичность пакера.  [38]

Схема реализации предложенного способа представлена рис. 3.16. На рис. 3.16, а изображена схема первого этапа, когда осуществляется испытание пакера на герметичность или имеется необходимость закачки в пласт кислоты, производства гидроразрыва или других операций. Движение жидкости указано стрелками. Запорный клапан перекрывает выход жидкости из внутренней полости НКТ в затрубное пространство, выдерживая расчетное давление свыше 50 МПа. Например, пусть скважина глубиной 3000 м обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. Осуществлено вторичное вскрытие пласта путем перфорации обсадной колонны и цементного кольца. Насосно-компрессорные трубы обвязаны с фонтанной арматурой. На скважине имеется цементировочный агрегат тина ЦА-500, выкидная линия которого соединена с трубным и межтрубным пространствами, что позволяет управлять потоками жидкости путем задвижек. Всасывающая линия агрегата соединена с емкостью для рабочего агента, подлежащего при необходимости закачке в пласт, и с емкостью для рабочей жидкости ( например, воды или нефти), подлежащей прокачке для обеспечения работы струйного аппарата. После опрессовки пакера или закачки в пласт рабочей жидкости основной канал устройства перекрывается с помощью бросового клапана. Созданием рабочего давления порядка 5 МПа в межтрубном пространстве разрушается запорный клапан в выкидной линии струйного насоса.  [39]



Страницы:      1    2    3