Надпакерное пространство

Cтраница 1

Эффективность метода многократных кратковременных изливов. [1]

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью. [2]

Надпакерное пространство - кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной, нижнее сечение которого совпадает с пакером, а верхнее - с устьем скважины, как правило, заполняется буферной жидкостью с низкой коррозионной активностью. Свойства этой жидкости, в частности плотность, могут отличаться от свойств закаливаемой жидкости. [3]

Распределение температуры в различных системах закачки полимерного раствора. [4]

Надпакерное пространство ( элемент 5) представляет собой кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной, нижнее сечение которого совпадает с пакером, а верхнее - с устьем скважины. [5]

При увеличении гидравлического давления в межколонном пространстве над пакером резиновая манжета 1 расширяется, плотно прижимается к обсадной колонне и разобщает надпакерное пространство от подпакерного. Для освобождения пакера в бу-рильмые трубы сбрасывают шар 4 и закачивают жидкость. Шар садится на седло в цилиндре 3, закрывая при этом осевой проходной канал. Нагнетаемая в трубы жидкость через боковые отверстия 5 в стволе 6 вытекает в полость цилиндра 3 и давит на поршень 2 снизу; при этом поршень и кожух 7 перемещаются вверх относительно цилиндра 3, манжета сжимается и входит в кожух. В момент подхода поршня к крайнему верхнему положению срабатывает стопорное устройство 8, ограничивающее ход поршня и предотвращающее возможность самопроизвольного освобождения манжеты при подъеме пакера. [6]

При увеличении гидравлического давления в межколонном пространстве над пакером резиновая манжета / расширяется, плотно прижимается к обсадной колонне и разобщает надпакерное пространство от подпакерного. Для освобождения пакера в бурильные трубы сбрасывают шар 4 и закачивают жидкость. Шар садится на седло в цилиндре 3, закрывая при этом осевой проходной канал. Нагнетаемая в трубы жидкость через боковые отверстия 5 в стволе 6 вытекает в полость цилиндра 3 и давит на поршень 2 снизу; при этом поршень и кожух 7 перемещаются вверх относительно цилиндра 3, манжета сжимается и входит в кожух. В момент подхода поршня к крайнему верхнему положению срабатывает стопорное устройство 8, ограничивающее ход поршня и предотвращающее возможность самопроизвольного освобождения манжеты при подъеме пакера. [7]

Для промывки фильтровых зон пластов колонна НКТ приподнимается гидравлическим подъемником, установленным на устье скважины; при этом конус 16 выходит из своего седла, сообщая надпакерное пространство с подпакерным. [8]

Расчетная формализованная модель включает следующие восемь основных элементов: 1) призабойная зона пласта; 2) за-бойяый участок скважины; 3) насосно-компрессорные трубы; 4) наземный трубопровод; 5) насосная установка; 6) подпакер-ное пространство; 7) пакер; 8) надпакерное пространство нагнетательной скважины. [9]

Во время спуска КИИ в скважину шток 4 испытателя занимает наивысшее положение относительно корпуса 13; впускной клапан 9 находится в гильзе 8, и отверстия его закрыты; отверстия 10 уравнительного клапана открыты; жидкость, поступающая снизу в полость корпуса испытателя, через отверстия уравнительного клапана перетекает в скважину в надпакерное пространство. [10]

Расчетная модель процесса закачки технологически стабильной жидкости в нагнетательную скважину включает в себя восемь элементов: 1) призабойная зона пласта; 2) забойный участок скважины; 3) насосно-компрессорные трубы; 4) наземный трубопровод; 5) насосная установка; 6) подпакерное пространство; 7) пакер; 8) надпакерное пространство нагнетательной скважины. [11]

Еще одним методом ликвидации межколонного газопроявления является метод установки забойного пакера для защиты эксплуатационной колонны от внутреннего избыточного давления и перекрытия путей поступления газа в межколонное пространство. После установки пакера надпакерное пространство заполняется герметизирующим составом. Данный метод используется редко в связи с тем, что большинство газовых скважин оборудованы забойными пакерами. [12]

Размеры каналов поглощения определяют с помощью надувных резиновых пакеров. Промывочная жидкость из надпакерного пространства скважины перетекает в подпакерное, и давления на резиновый элемент пакера снизу и сверху выравниваются. [13]

Защита внутренней поверхности обсадной колонны при добыче сильно агрессивной нефти сводится к мероприятиям, предотвращающим возникновение в межтрубном пространстве большого давления газовой среды, содержащей сероводород, или циркуляцию этой среды в скважине. С этой целью в скважине устанавливают пакер или заполняют надпакерное пространство неагрессивной нефтью. Необходимо обратить особое внимание на тщательное свинчивание резьбовых соединений обсадных труб, используя для их герметизации специальные смазки-герметики. [14]

Такая компоновка обеспечивает переток жидкости из подпакерной зоны в надпакерную через клапан фильтра, пакер и уравнительные каналы ИП. При снятии пакера после открытия уравнительного клапана ИП компоновка обеспечивает сообщение надпакерного пространства с подпакерной зоной при открытии клапана, находящегося под пакером. [15]

Страницы: 1 2