Отсутствие - приемистость
Cтраница 2
До приезда автолебедки с гидропробойником при проверке скважины было установлено сообщение между затрубным и трубным пространством и отсутствие приемистости. [16]
Основанием для планирования кислотной обработки под высо ким давлением, равным или превышающим допустимое на обсадную колонну, может быть или аномально высокое пластовое давление, или отсутствие приемистости скважины. [17]
В каждой отдельной скважине проницаемость неработающего пласта относительно фильтрующего составляет 0 5 - 0 6 и меньше. Отсутствие приемистости или притока из подобных пластов с точки зрения фильтрации ньютоновской жидкости по закону Дарси объяснить не удается. [18]
Самый большой диапазон давлений нагнетания в девонских отложениях был испытан на Ромашкинском месторождении. Однако отсутствие приемистости как отдельных пластов, так и больших интервалов мощности продуктивных отложений в нагнетательных скважинах свидетельствует о том, что критическое давление для многих коллекторов еще не достигнуто. [19]
 |
Схема обвязки оборудования для проведения простой кислотной обработки. [20] |
Опыт обработки карбонатных коллекторов показывает, что такой объем достаточен для получения связи скважины с пластом и определения характера притока. При отсутствии приемистости планируется порционная закачка: первая порция с минимальным количеством кислоты ( два-три объема колонны в перфорированном интервале), а затем, если в процессе нагнетания появится связь с пластом, закачивается вторая порция приготовленной кислоты. Такие операции уменьшают потери кислоты при отсутствии приемистости, когда вымываемый из колонны кислотный раствор приходится сбрасывать в амбар. [21]
Промыслово-геофизическимп исследованиями было установлено, что для проведения опытных работ воронежский горизонт принимал 11 %, семплукеко-бурегекпй - 89 % от общей закачки воды в скважину. Саргаевский горизонт в скважине № 26 характеризуется отсутствием приемистости. [22]
На основе статистической обработки фактических результатов исследования нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения установлено, что малопроницаемые пласты, не поглощающие воду при совместной закачке с высокопроницаемыми, расположены ближе к ним и отделены более жестким разделом, чем аналогичные поглощающие воду коллекторы. Это служит косвенным свидетельством отрицательного влияния высокопроницаемых пластов на малопроницаемые, обусловливающего уменьшение их проницаемости и отсутствие приемистости. [23]
Отсутствие приемистости, установленное при опробовании скважины после ее перфорации, и притока, установленное в результате спуска фирмой Хал-либуртон контрольно-измерительного прибора типа Гидро-Спринг, показали, что между пластом и стволом скважины нет сообщаемости. Было установлено, что соленая вода в стволе скважины начала кипеть, мгновенно блокируя за счет испарения контрольно-измерительный прибор. При подъеме пять утяжеленных труб были заполнены кристаллической солью. [24]
 |
Схема обвязки оборудования для проведения простой кислотной обработки. [25] |
Опыт обработки карбонатных коллекторов показывает, что такой объем достаточен для получения связи скважины с пластом и определения характера притока. При отсутствии приемистости планируется порционная закачка: первая порция с минимальным количеством кислоты ( два-три объема колонны в перфорированном интервале), а затем, если в процессе нагнетания появится связь с пластом, закачивается вторая порция приготовленной кислоты. Такие операции уменьшают потери кислоты при отсутствии приемистости, когда вымываемый из колонны кислотный раствор приходится сбрасывать в амбар. [26]
Скважинную жидкость на ЖГ заменяют обратной - промывкой скважины. Закачку ЖГ ведут в межтрубное пространство до появления ее на устье скважины из НКТ. Теоретически объем закачанной ЖГ ( до появления ее на устье скважины) равняется объему НКТ и объему межтрубного пространства в интервале спуска насоса или НКТ. Практически такое явление наблюдается только в случае отсутствия приемистости продуктивного пласта. При таком положении заменить скважинную жидкость на ЖГ во всем объеме ствола скважины за один цикл промывки не возможно. Поэтому вопрос надежного глушения скважины решают двумя путями. Глушение проводят жидкостью, плотность которой превышает расчетную. Плотность ЖГ в этом случае такова, что столб жидкости высотой, равной глубине подвески насоса, обеспечивает необходимое противодавление на пласт. [27]
Порционное задавливание кислотного раствора в скважину осуществляют при отсутствии приемистости по следующей технологической схеме. Закрывают затрубное пространство и создают максимально возможное давление на устье. Наблюдают за поведением давления. При отсутствии утечек на устье и при снижении давления его снова повышают до максимального. При увеличении приемистости новую порцию кислотного раствора доводят до башмака заливочной колонны без дополнительного давления и повторяют процесс. В случае отсутствия приемистости по прошествии 2 - 3 ч обратной промывки вымывают кислотный раствор и приступают к проведению процесса по другой технологической схеме. [28]
При проявлении в процессе бурения водоносных пластов с низкой минерализацией специальных мер глушения пласта обычно не применяют. В случае пластов с высокой минерализацией приток агрессивных вод приводит к трудностям, связанным с регулированием показателей промывочных жидкостей, с перерасходом химических реагентов и часто способствует осложнению процесса бурения. Это вызывает необходимость глушения таких пластов. Если же пластовые воды содержат соли двух - и поливалентных металлов или сероводород, то для глушения пласта может быть использован силикат натрия. В этом случае необходимо соблюдать следующие условия. В момент закачки силикатной ванны водоносный пласт должен принимать, а не проявлять. Это может быть достигнуто созданием необходимого противодавления при изоляции поглощающих пластов либо пакеровкой, либо установкой цементных мостов. В процессе установки силикатной ванны против водоносного пласта давление должно быть еще более повышено при закрытом превентере. В этом случае следует постоянно следить за изменением давления. Уменьшение его указывает на потери жидкости в скважине, неизменность - на отсутствие приемистости пласта. После 2 - 4 ч ( после установления неизменности давления) испытывают скважины на приток, постоянно снижая давление на пласт. [29]
Страницы: 1 2