Процесс - глушение - скважина
Cтраница 2
 |
Техническая характеристика манифольдов противовыбросового оборудования. [16] |
Обратный клапан служит для предотвращения попадания в обвязку насосов или насосных агрегатов пластового флюида при их остановке в процессе глушения скважины. [17]
Рассолы не обладают взвешивающей способностью, что приводит к быстрой седиментации твердых частиц на забой при остановке циркуляции в процессе глушения скважин. Растворы солей чувствительны к загрязняющим материалам. [18]
Система дистанционного управления и раннего обнаружения состоит из дросселей с ручным и дистанционным гидравлическим управлением, запорной и регулирующей арматуры и элементов обвязки, пульта управления процессом глушения скважины при ГВНП, установленных непосредственно на буровой. На пульте установлены: приборы, регистрирующие давление на стояке буровой, в гидросистеме управления и затрубном пространстве; приборы, показывающие число двойных ходов бурового насоса, степень открытия дросселя, суммарное число двойных ходов бурового насоса, устройство для переключения дросселя; гидравлический насос с системой управления и первичные датчики для показывающих приборов. [19]
В то же время спуск хвостовика длиной до 1000 м и более создает проблемы, связанные с его возможной вибрацией, прихватом при образовании пробок, а также прилипанием к открытому стволу в процессе глушения скважины. Указанные вопросы требуют специальной проработки, изучения в ходе опытно-промышленных работ по базовым скважинам и учета при выборе оптимальной конструкции базовой скважины и компоновке забойного оборудования. [20]
 |
Панель пульта регистрирующих и показывающих приборов системы дистанционного управления и раннего обнаружения ГВШ1. [21] |
Вначале монтируют стволовую часть противовыбросового оборудования, а затем выполняют обвязку коммуникаций, устанавливают пульты управления и т.п. Далее производят монтаж системы дистанционного управления процессом глушения и раннего обнаружения ГВНП, устанавливают датчики приборов на местах, указанных в схеме, и соединяют их с показывающими приборами и регистрирующими частями приборов, которые установлены на пульте управления процессом глушения скважины. [22]
Метод с ограничением давления перед штуцером, называемый еще методом низкого давления перед штуцером, или методом ступенчатого глушения, применяется в тех случаях, когда во время герметизации скважины, в период стабилизации или в процессе глушения давление в кольцевом пространстве превышает допустимое значение, определенное из условий прочности колонны или гидроразрыва пород. В этом случае давление на устье в процессе глушения скважины ограничивается допустимым значением, в результате чего забойное давление снижается и в скважину поступает очередная порция флюида. С этого момента начинается следующий цикл глушения. При этом максимальная величина давления на устье с каждым циклом глушения снижается. Операция снижения давления перед штуцером повторяется до тех пор, пока на устье давление не окажется в пределах допустимых значений. После этого скважину глушат окончательно одним из методов с постоянным забойным давлением. [23]
Как следует из уравнения (V.44), потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений изменяются пропорционально квадрату расхода раствора. Эта закономерность может иметь важное значение для регулирования процесса глушения скважины и работы насосной установки. [24]
При всех операциях по глушению необходимо поддерживать постоянное давление на забое скважины ( равное пластовому давлению) для предотвращения дальнейшего поступления пластового флюида. Это достигается за счет поддержания постоянной подачи насосов при циркуляции бурового раствора в процессе глушения скважины. [25]
Предельным случаем такого взаимодействия может быть перпендикулярное к оси канала расположение отдельных чешуек минерала и уменьшение размеров канала фильтрации. Из данного факта можно сделать вывод о том, что в процессе глушения скважин водными составами и изменения размеров каналов фильтрации происходит необратимое уменьшение проницаемости ПЗС и коэффициентов продуктивности скважин. [26]
Неполярная углеводородная часть нефти состоит из смеси углеводородов различных рядов ( метановых, нафтеновых, ароматических и др.), а к полярной части, определяющей в основном поверхностную активность нефтей, следует отнести слабые и сильные кислоты, фенолы, смолы, асфальтены, а также азот, кислород и серусодержащие соединения. В тех нефтях, которые оказываются наименее поверхностно-активными, содержание парафина, как правило, значительно больше. Нефти Ромашкинского месторождения относятся к последней группе. Кроме того, в них содержатся еще асфальтены и смолы. Из этого следует, что вследствие адсорбции в призабойной зоне и малопроницаемом пласте асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, а также глинистых частиц, вносимых в пласт в процессе глушения скважин и производства ремонтно-изоляционных работ, призабойная зона и малопроницаемый пласт до такой степени кольматируются, что обычными методами эксплуатации не удается извлечь остаточную нефть. [27]
Страницы: 1 2