Cтраница 1
Время выдержки скважины или время, в течение которого пар конденсируется, определяют исходя из плотности пара, пористости пласта, радиуса прогретой зоны, плотности и коэффициента теплопроводности коллектора, температур насыщенного пара и его конденсации. [1]
Время выдержки скважины на реакции определяется из условия полной нейтрализации сульфаминовой кислоты с учетом хода реакции в зависимости от увеличения давления, применения ПАВ, СаС12, а также пластовой температуры. Более точное время реакции для конкретных условий устанавливают эмпирическим путем. [2]
Из соотношения ( 119) следует, что время выдержки скважины для установления теплового режима прямо пропорционально квадрату диаметра скважины dc, обратно пропорционально коэффициенту теплопроводности а и зависит от разности температур промывочной жидкости и пород в начальный момент времени. Если принять точность измерений температур 0 5 С, а первоначальные разности температур Д / 0, равные от 5 до 100 С, то для dc от 100 до 350 мм величина т изменяется от 0 5 до 125 сут. [3]
Установлено, что степень возмущения температуры пород во время выдержки скважины зависит от продолжительности бурения; температуры раствора, которым заполнялась скважина после окончания бурения; величины и характера измерения геотермического градиента с глубиной; тепловых параметров заполнителя и пород, а также от многих других факторов. Непосредственная оценка их влияния на процесс восстановления теплового поля в скважине весьма затруднительна, поскольку эти факторы не постоянны во времени и зависят друг от друга. [4]
В [44] показано, что помимо прочих факторов на время выдержки скважин для замеров температур горных пород влияет диаметр скважин. Задаваясь допустимой погрешностью в определении температуры породы в 0 5 С и приняв температуропроводность воды, равной 0 5 - 10 - 3 м2 / ч, составлена табл. 22 [44], в которой приводится время выдержки скважины при измерении температуры в зависимости от диаметра скважин для различия между температурой раствора и породы в начальный момент времени. [5]
Из теории метода искусственного теплового поля известно, что для оценки времени выдержки скважины, обеспечивающего установление в ней термического равновесия между промывочной жидкостью и окружающими породами, можно использовать следующее соотношение. [6]
Основными параметрами технологии паротепловой обработки являются темп и продолжительность нагнетания пара, время выдержки скважины после нагнетания пара. [7]
Характеристики пласта обусловливают и такие технологические показатели методов предотвращения и удаления парафиноотложений с применением способа закачки химреагента в пласт, как ударная доза, удельный расход и объем химпродукта, продолжительность, давление и скорость его закачки, тип и объем продавочной жидкости, глубина задавки реагента в пласт, степень адсорбции реагента на породе, скорость и период его десорбции в пласте, время выдержки скважины для адсорбции или реакции химпродукта, периодичность химических обработок. [8]
В этот период необходимо обратить особое внимание на недопущение возникновения выброса в связи с возможным падением уровня жидкости в затрубном пространстве. По истечении времени выдержки скважины необходимо восстановить циркуляцию в башмаке с вращением инструмента, спустить инструмент на забой и возобновить циркуляцию. [9]
В [44] показано, что помимо прочих факторов на время выдержки скважин для замеров температур горных пород влияет диаметр скважин. Задаваясь допустимой погрешностью в определении температуры породы в 0 5 С и приняв температуропроводность воды, равной 0 5 - 10 - 3 м2 / ч, составлена табл. 22 [44], в которой приводится время выдержки скважины при измерении температуры в зависимости от диаметра скважин для различия между температурой раствора и породы в начальный момент времени. [10]
Пластовым давлением в нефтепромысловой практике называют давление флюидов в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. В отличие от начального пластового давления неразрабатываемых залежей понятие о пластовом давлении в действующих скважинах разрабатываемых залежей довольно условно. После остановки действующей скважины в ней происходит процесс изменения давления ( рост в добывающих скважинах и снижение - в нагнетательных) вследствие прекращения движения флюидов между пластом и скважиной. В конечном итоге давление примерно стабилизируется на некотором уровне, соответствующем давлению в пласте в окрестностях скважины. Это давление, которое не испытывает влияния от движения жидкости в самой скважине и призабойной зоне пласта, и называют текущим, или динамическим, пластовым давлением. Однако стабилизация давления никогда не бывает абсолютной, поскольку существует влияние соседних работающих скважин, причем на практике иногда трудно определить, под воздействием каких факторов происходит изменение давления в остановленных скважинах. Время выдержки скважин для замера стабилизированного пластового давления зависит в первую очередь от фильтрационных свойств пласта в районе скважины и на практике устанавливается опытным путем для каждой скважины. В длительно простаивающих и специальных пьезометрических скважинах указанная неопределенность понятия о пластовом давлении снимается. [11]