Вниикрнефть

Cтраница 4

Во ВНИИКРнефти [18] разработан комплект разделительных пробок ( верхней и нижней) диаметром 140 - 146 мм с горизонтальным расположением манжет, что исключает заклинивание пробок в колонне. Пробки предназначены для разделения буферной жидкости, тампонаж-ного и бурового растворов и обеспечения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД в обсадных колоннах в процессе цементирования скважин. [46]

Во ВНИИКРнефти были выполнены исследования по очистке повторно использованных БСВ методом электрокоагуляции. [47]

Во ВНИИКРнефти доказана целесообразность совмещения процесса подготовки ствола к креплению с процессом бурения скважины. Подготовка ствола к креплению при бурении скважин позволяет полностью исключить из цикла бурения процесс подготовки ствола жесткими компоновками. [48]

Во ВНИИКРнефти разработан ( В. М. Мильштейн) порядок и варианты выбора цементировочного оборудования. [49]

Во ВНИИКРнефти при участии НИИстромпроекта разработан состав алинитового портландцемента для цементирования нефтяных и газовых скважин. [50]

Во ВНИИКРнефти разработан и исследован новый бесклин-керный утяжеленный коррозионно-стойкий тампонажный цеменг типа ЦТУК-120, предназначенный для цементирования нефтя-ных и газовых скважин, вскрывших зоны с аномально высокими пластовыми давлениями и агрессивными сероводородсодержа-щими флюидами. [51]

Во ВНИИКРнефти совместно с НИИморгеофизикой создан комплексный фоторегистратор, регистрирующий одновременно на одной каротажной фотоленте цементограмму и изменение с глубиной скважины полного акустического сигнала в виде фазокоррелограммы. [52]

Институтом ВНИИКРнефть для условий Западно-Сибирских месторождений разработана ТЖ на основе смеси водного раствора нитрата кальция и хлорида кальция. Жидкость плотностью 1600 кг / м3 кристаллизуется при - 8 - 16 С, а при плотности 1450 кг / м3 - при температуре ниже - 50 С. Вязкостные и фильтрационные свойства ТЖ регулируются известными химическими реагентами, например, крахмалом при. [53]

Институтом ВНИИКРнефть для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах предложен гелеобразующий состав ГОС-2, представляющий собой водный раствор ПАА с добавкой гелеобразующих ( сшивающих) агентов. Все компоненты композиции находятся в порошкообразном виде и хорошо растворимы в воде. [54]

Во ВНИИКРнефти предложен новый реагент для снижения водоотдачи растворов на базе портландцементов и шлаковых цементов ПВС-ТР. [55]

Во ВНИИКРнефти разработан алгоритм и составлена специальная программа ( ГИЦ-2), позволяющая по кривым р f г ( t), Q - / 2 ( Ot Р fa ( 01 снятым с помощью СКЦ-2М в процессе цементирования, выделить суммарные гидродинамические потери ря в трубах и затрубном пространстве. [56]

Во ВНИИКРнефти разработана для использования в районах Крайнего Севера суспензия песка в водном растворе диэтиленгли-коля. Эта буферная жидкость совместима со всеми известными химическими реагентами, используемыми для обработки буровых и цементных растворов, седиментационно устойчива и является хорошим разжижителем смесей в зонах контакта: буферная жидкость - цементный раствор, буферная жидкость - буровой раствор. Температура замерзания такой суспензии примерно - 30 С, что значительно ниже температуры, характерной для зон залегания многолетнемерзлых пород. [57]

Во ВНИИКРнефти разработана граф-схема алгоритма выбора буферной жидкости, вошедшая в программу АСУТ цементирования скважин. [58]

Принципиальная схема станции СКЦ-2М. [59]

Во ВНИИКРнефти разработана автоматизированная система управления процессом цементирования скважин. [60]

Страницы: 1 2 3 4 5