Дальнейшее углубление - скважина
Cтраница 2
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины ( до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. [16]
В случае возможных газонефтепроявлений при дальнейшем углублении скважины при открытом устье в формулы (10.20) - (10.22) подставляют Я 0, а вместо рж - возможную наименьшую среднюю плотность жидкости при проявлении. [17]
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины ( до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. [18]
При вскрытии ( Продуктивных пластов и дальнейшем углублении скважин вязкость и ( статическое напряжение сдвига промывочной жидкости следует поддерживать на минимально допустимом уровне для обеспечения устойчивости стенок скважин, предотвращения газопроявлений, выпадения утяжелителя и с целью создания благоприятных условий дл я дегазации растворов. [19]
 |
Минимальные значения длины окна d и максимальные значения угла скоса отклонителя а для различных сочетаний спускаемых обсадных колонн. [20] |
Если в этом интервале долото работало нормально, то дальнейшее углубление скважины ведется на оптимальном режиме. [21]
Суммарный приток пластовой воды 254 л / мин делал невозможным дальнейшее углубление скважины с применением газообразных агентов. [22]
КМЦ, игетана и хромпика), долото спускали для дальнейшего углубления скважины. [23]
Для устранения самоизлива пены из скважины необходимо при наращивании инструмента для дальнейшего углубления скважины и перед подъемом бурильных труб для смены долота или спуска эксплуатационной колонны ( хвостовика) провести следующие мероприятия. [24]
Хемогенные отложения часто также перекрывают специальной обсадной колонной, если при дальнейшем углублении скважины возможен сильный размыв их с образованием крупных каверн либо если хемогенные породы могут крайне неблагоприятно влиять на свойства промывочной жидкости. [25]
В процессе бурения скважины искривление может иногда достигать такой величины, что дальнейшее углубление скважины становится или технически невозможным, или практически нецелесообразным. [26]
Наибольшее внутреннее давление в промежуточной колонне возникает в случае закрытия устья при нефтегазопроявле-ниях, выбросах, в период дальнейшего углубления скважины или при использовании в этот период бурового раствора с большей плотностью, чем тот, которым была заполнена рассматриваемая колонна в конце цементирования. [27]
 |
Номограмма для определения вероятного изменения азимута скважины при бурении без отклонителя. [28] |
Выше приводится номограмма, по которой в полевых условиях можно оценить, будут ли изменяться угол и азимут при дальнейшем углублении скважины в зависимости от геолого-технических условий во время бурения без отклонителя. [29]
За исключением случаев запланированного вызова притока пластовых флюидов в скважину в процессе проходки ствола для анализа и изучения гидрогеологии разреза или дальнейшего углубления скважины с промывкой пластовой водой и буровым раствором, засолоненным пластовой водой, вопросы технологии проходки ствола, его крепления и разобщения пластов решаются тем успешней, чем менее проницаемы стенки ствола скважины. При кольматации стенок ( т.е. создание корки в породе), как отмечал Н.И. Шацов, улучшается состояние ствола скважины. Так, на проницаемых стенках не образуется корка твердой фазы бурового раствора ( глинистая корка), меньше сальникообразования, затяжек, прихватов инструмента, больше кольцевой зазор, меньше гидравлические сопротивления и гидродинамические колебания при спуско-подъемных операциях, запуске насосов, ниже угнетающее гидродинамическое давление на забой, выше показатели механического бурения. [30]
Страницы: 1 2 3 4