Отключение - верхний пласт
Cтраница 1
Отключение верхнего пласта металлическим пластырем проводится путем расширения гофрированной металлической трубы до плотного контакта с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. [1]
Для отключения верхнего пласта Д1 проведены следующие технологические операции. [2]
Для отключения верхних пластов путем установки пакеров могут быть использованы пакеры различных конструкций - гидравлические, механические, гидромеханические. Наиболее надежным способом является отключение верхнего пласта двумя пакерами, установленными снизу и сверху отключаемого пласта. Однако этот метод до настоящего времени не находит повсеместного применения в основном из-за низкого качества пакерующих элементов отечественного производства. [3]
При отключении верхнего пласта наиболее надежным является способ применения двух пакеров с установкой их снизу и сверху обводненной зоны. Недостатком способа является низкое качество пакерующего устройства и трудности при воздействии на дефектное цементное кольцо между пластами при проведении капитального ремонта скважины. [4]
Пластыри для отключения верхних пластов находят применение на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края, Татарстана и других районов. В АНК Башнефть за 1985 - 1995 гг. для указанных целей пластыри были установлены примерно в 40 - 50 скважинах. [5]
РИР по отключению верхнего пласта Д1 были проведены еще в 1992 г. Это было закачивание традиционного цементного раствора через НКТ с пакером под давлением до 16 МПа. Однако после разбуривания цементного моста давление опрессовки эксплуатационной колонны снижалось с 10 до 1 МПа в течение 30 мин. Поэтому пласт Д1 дополнительно был изолирован двумя пакерами. Скважина эксплуатировалась глубинным насосом НСВ-1-32 в течение 14 месяцев, обводненность продукции составила, в основном, 24 - 36 %, было добыто 391 т нефти. Затем содержание воды увеличивалось до 83 %, то есть произошла разгерметизация пакеров, а качество изоляции пласта традиционным цементным раствором было низким. [6]
Известно, что отключение верхнего пласта производктся. [7]
Кратко суть технологии отключения верхнего пласта путем спуска колонны-летучки сводится к следующему. [8]
К техническим средствам отключения верхних пластов относятся: установка пакеров, металлического пластыря и спуск летучки. [9]
Средняя продолжительность РИР по отключению верхнего пласта тампонированием по 6 скважинам составляет 502 ч, средняя продолжительность герметичности отключенного пласта - 23 месяца. За этот период добыто 30 8 тыс. т нефти. Разница в продолжительности герметичности верхнего пласта после РИР с использованием цементных растворов и легкофильтрующегося тампонажного состава на основе смолы КФ-Ж составляет 5 месяцев - в пользу последнего. [10]
Во всех случаях при отключении верхних пластов нижние перекрываются песчаной пробкой или цементными мостами, при отключении нижних - верхние пласты перекрываются закачкой цементной суспензии. [11]
Таким образом, испытанные технологии отключения верхнего пласта Д1 на Сатаевском месторождении показали свою жизнеспособность, обеспечили ввод в эксплуатацию нижележащего пласта Д1У и добычу около 45 тыс. т нефти по 18 скважинам, в том числе около 30 тыс. т после тампонирования 4 - х скважин. Эксплуатация части скважин по пласту Д1У продолжается. [12]
Далее опытно-технологические работы по совершенствованию технологии отключения верхнего пласта были продолжены с применением легкофильтрующихся тампонажных растворов. [13]
 |
Каротажная диаграмма скв. 187 НГДУ Туймазанефть. [14] |
В скважинах НГДУ Туймазанефть проведение работ по отключению верхних пластов обусловливается полным обводнением эксплуатируемого пласта или одного из его пропластков и необходимостью перехода на ранее эксплуатировавшиеся нижние пласты и пропластки. Зги работы осуществляются также для опробования нижележащих пластов. [15]
Страницы: 1 2 3