Закачивание - жидкость
Cтраница 2
 |
Схема обвязки оборудования для проведения гидроимпульса. [16] |
Для получения серии импульсов через короткий промежуток времени с помощью секционного диафрагменного наголовника после разрыва первой диафрагмы закачивание жидкости в трубы не прекращают до разрыва всех последующих диафрагм. [17]
 |
Схема обвязки оборудования для проведения гидроимпульса. [18] |
Для получения серии импульсов через короткий промежуток времени с помощью секционного диафрагменного наголовника после разрыва первой диафрагмы закачивания жидкости в трубы не прекращают до разрыва всех последующих диафрагм. [19]
Здесь радиус трещины определяют приближенно, исходя из характеристик горных пород, вязкости, расхода и времени закачивания жидкости разрыва и проницаемости пласта. [20]
Требования критерия 1.1 диктуются в связи с образованием трещин гидроразрыва, высота которых может достигать 30 - 50 метров в зависимости от режима закачивания жидкости разрыва. [21]
При использовании пробки фрикционного типа требуется постоянный контроль за перепадом давлений над и под пробкой, что представляет известную трудность, а главное не гарантирует безопасность работ. При превышении давления закачивания жидкости пробка может расфиксироваться и упасть вниз, при недостаточном давлении она может быть выброшена вверх. Кроме того, причиной ослабления фиксации пробки и выбросов ее могут быть динамические колебания, толчки и резкое торможение колонны при спуске-подъеме. [22]
Существуют разные методы извлечения максимального количества нефти из пласта. Все они основаны на закачивании жидкостей через скважины, расположенные в стратегически важных местах; эти жидкости выдавливают нефть в эксплуатационные скважины. Чаще всего закачивают воду - во многих случаях попутную пластовую воду, которую очищают и повторно используют. Этот метод - заводнение, или вторичное извлечение, - применялся повсеместно и до сих пор в широком ходу. [23]
После прекращения перемешивания происходит интенсивный рост прочности структуры. При большей интенсивности поглощения рекомендуется периодически прекращать закачивание продавоч-ной жидкости на 10 - 15 мин после начала поступления смеси в пласт. [24]
Значение ртах ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого необходимо уменьшить скорость закачивания прода-вочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целостности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания прода-вочной жидкости краны на заливочной головке закрываются, и ( в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или оставляется под натяжкой на талевой системе. [25]
Объем поступающей в скважину жидкости контролируется по мерной емкости ЦА, обвязанного с колонной бурильных труб. После отбора 2 - 3 м3 пластовой жидкости КШЦ закрывают, и закачиванием жидкости ЦА через затрубное пространство снимается индикаторная характеристика призабойной зоны водонасыщенного пласта нагнетанием пластовой жидкости, а при необходимости и промывочным раствором. По данным экспресс-исследований определяются фильтрационные параметры призабойной зоны, обосновывается метод изоляции и рассчитываются параметры технологического процесса изоляции. [26]
Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости ( пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 - 3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания. [27]
По данным иселедовани) составляется план работ. В плане приводится геолого-промчсловне данные о окважине и технологическая схема проведения операции, включавдая в оебя: глубину спуска вибратора ц диаметр НКТ; объемы рабочей и продавочной жидкостей j ориентировочная величина ожидаемого давления; число и мощность агрб-гято: , иосдедоватеньнооть работы и темпы закачивания жидкостей. [28]
Значение ртах ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого необходимо уменьшить скорость закачивания прода-вочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целостности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания прода-вочной жидкости краны на заливочной головке закрываются, и ( в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или оставляется под натяжкой на талевой системе. [29]
Пакер применяется в случаях поглощения интервалом негерметичности закачиваемой жидкости. Он устанавливается на разных глубинах в зависимости от предполагаемого интервала негерметичности колонны и последняя спрессовывается давлением. Опрессовка производится путем закачивания жидкости в НКТ или затрубное пространство в зависимости от конкретных условий. Отсутствие поглощения жидкости при очередной опрес-совке указывает на негерметичность колонны в интервале между последними двумя глубинами установки пакера. Для точного определения глубины негерметичности колонны увеличивается частота установки пакера. [30]
Страницы: 1 2 3