Cтраница 3
Определяют герметичность моста созданием избыточного давления и снижением уровня жидкости в скважине либо заменой бурового раствора на воду. Значения репрессий и депрессий на мост устанавливают в соответствии с принятыми в регионе значениями. [31]
В скважинах с пластовым давлением выше гидростатического и АВПД вызов притока нефти осуществляется заменой бурового раствора на более легкую жидкость, инертную к сероводороду. [32]
Определяют герметичность моста созданием избыточного давления и снижением уровня жидкости в скважине либо заменой бурового раствора на воду. [33]
В большинстве случаев при возможности вызова притока жидкости из пласта обычными методами ( заменой бурового раствора на воду, нефть, аэрацией столба жидкости в скважине) в связи с напряженностью планируемых объемов добычи нефти скважины пускают в эксплуатацию без проведения мероприятий по улучшению проницаемости ПЗП независимо от дебитов, что недопустимо. В связи с этим с целью повышения эффективности методов разработки месторождений скважины в эксплуатацию необходимо вводить после проведения полного технологического комплекса работ по вскрытию и освоению независимо от результатов опробования объекта. [34]
Результаты испытания считают положительными, а колонну-выдержавшей испытание на герметичность опрессовкой, ели после замены бурового раствора водой отсутствует перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если давление в течение 30 мин не снижается или снижается не более чем на 0 5 МПа при давлении выше 7 МПа и не более чем на 0 3 МПа при давлении испытания ниже 7 0 МПа. Наблюдения за изменениями давления рекомендуют начинать через 5 мин после достижения указанных значений давления опрессовки. [35]
В большинстве случаев, при возможности вызова притока жидкости из пласта обычными методами ( заменой бурового раствора на воду, нефть, аэрацией столба жидкости в скважине) в связи с напряженностью получения планируемых объемов добычи нефти скважины пускают в эксплуатацию без проведения необходимых мероприятий по улучшению проницаемости ПЗП независимо от их дебитов, но это неразумно. [36]
В случае выполнения неравенства 4ср 201 - ZL устанавливают окончание расчета числа секций, необходимость замены бурового раствора облегченным и после корректировки местоположения стыка определяют длину секций. [37]
Расчет режима цементирования при указанных длинах позволяет установить, возможен ли рассматриваемый вариант цементирования при замене бурового раствора облегченным уже после 1 - й ступени. [38]
Существует несколько способов вызова притока продукции из пласта путем снижения уровня жидкости в скважине: плавной заменой бурового раствора на жидкость меньшей плотности, закачкой в скважину одновременно жидкости и газа ( воздуха) для аэрации, газлифтом, свабированием и др. Из перечисленных способов для глубоких высоконапорных газоконденсатных скважин месторождений Каспийского моря основным способом освоения является снижение давления на забой заменой буровой жидкости, которой была заполнена колонна до перфорации, на воду или нефть. Наряду с этим в ряде случаев применяют также метод аэрации и газлифтный способ освоения. [39]
МПД не требует специального оборудования и может проводиться с помощью насосных агрегатов, которые использовали для замены бурового раствора водой. [40]
Расчет режима цементирования при указанных длинах позволяет установить, возможен ли рассматриваемый вариант цементирования - при замене бурового раствора облегченным уже после 1 - й ступени. [41]
Вызов притока из пластов с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость. [42]
Едиными техническими правилами на буровые работы предусматривается вызов притока из скважины одним из следующих методов: путем замены бурового раствора водой или нефтью, снижением уровня компрессором или подачей газа от соседних скважин; азотом; методом аэрации; свабированием; откачкой жидкости из скважины глубиннонасосными установками; снятием давления столба жидкости, заполняющей скважину, установкой разделительных пакеров над продуктивным объектом с последующей откачкой жидкости из-под пакерного пространства струйным насосом. [43]
В последнее время все чаще скважины перфорируют после спуска колонны насосно-компрессорных труб с открытым нижним концом и замены бурового раствора водой или нефтью. Для перфорации используют малогабаритные кумулятивные перфораторы. [44]
Депрессия на пласт при использовании технологических схем I и II ( см. рис. 19.2) обычно создается заменой бурового раствора в скважине на более легкий, затем на воду, нефть, пену, газированную жидкость. Для создания более глубоких депрессий используются методы снижения уровня жидкости в скважине путем вытеснения жидкости сжатым газом ( воздухом, азотом), тартанием или свабированием. [45]