Продавка
Cтраница 2
После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы, в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут, при 343 и 333 К - 4 8 и 14 сут соответственно. [16]
 |
Схема оборудования для обработки призабойной зоны скважин. [17] |
После продавки СО2 скважину перекрывают и оставляют на 12 - 24 ч для реагирования. Затем определяют давление в за-трубном пространстве и в трубах и если имеется разница, то давление выравнивают и срывают пакер. Во избежание фонтанирования нефть заменяют на воду с добавкой 2 % неионоген-ного ПАВ типа ОП-10, поднимают НКТ с пакером и пускают скважину в эксплуатацию. [18]
После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно двум суткам; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4; 8 и 14 сут соответственно. [19]
После продавки рекомендуется оставить скважину в покое на 10 - 12 ч с закрытым превентором. [21]
После продавки в пласт СХ ( в объемах 3 м 1 и более) скважина сразу же пускалась под закачку. [22]
После продавки 28 4 м3 из расчетных 45 5 м3 продавочной жидкости ( на что было затрачено 15 мин) для фиксирования момента среза шпилек на подвесной пробке перешли на работу одним агрегатом. В этот момент давление возросло с 20 до 30 МПа. [23]
После продавки в пласт 20 % - ного солянокислотного раствора пакер освобождают и поднимают 50 - 100 м заливочных труб. Затем скважину оставляют в покое на двое суток для затвердения смолы. По истечении этого срока замеряют забой и уровень жидкости в скважине. [24]
После продавки в обрабатываемый пропласток заданного объема кислоты и выдержки ее для реакции обратной промывкой из скважины вымывают клапанный шарик и высоковязкую жидкость, и скважину пускают в эксплуатацию. [25]
После продавки тампонажный раствор может находиться в затрубном пространстве в жидком состоянии в течение некоторого времени. Под действием гравитационной силы частицы твердой фазы оседают, в результате чего столб цементного раствора расслаивается. При таких условиях формирующийся в затрубном пространстве цементный камень не может быть сплошным - слои плотного цементного камня будут чередоваться со слоями слабого высокопроницаемого камня и заполненными водой участками - карманами. Во избежание некачественного разобщения пластов свойства тампонажноги материала ( в данном случае прежде всего тонкость помола и гранулометрический состав) должны обеспечивать получение раствора, стабильного как в движении, так и в покое при условиях, моделирующих условия среды в скважине. [26]
После продавки реагента скважина закрывается на 8 - 24 ч для белее полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах породы, после чего скважину пускают в работу. [27]
После продавки ингибитора скважина выдерживается в течение 8 - 24 часов для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатации. [28]
После продавки реагента скважина закрывается на 8 - 24 ч для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах породы, после чего скважину пускают в работу. [29]
Для продавки газа в пласт и движения вместе с увлекаемой нефтью через породу к эксплуатационным скважинам необходимо, чтобы газ нагнетался под определенным давлением. Определить величину оптимального давления очень трудно. В процессе работы давление уточняют. В зависимости от проницаемости пласта и давления нагнетания поглотительная способность скважин может быть различной. Ее устанавливают опытным путем для каждого конкретного случая. [30]
Страницы: 1 2 3 4