Максимальное пластовое давление
Cтраница 2
Каждую колонную головку монтируют на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Колонная головка подбирается с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На колонную головку устанавливают промежуточную сменную катушку, предназначенную для обеспечения заданного расположения уровня противо-выбросового оборудования от пола буровой. [16]
 |
Колонная головка КГ-5-700. [17] |
Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при; бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают проти-вывобросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют. [18]
Секции колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют. [19]
Секции колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки следует подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют. [20]
 |
Колонная головка муфтового типа. [21] |
Секции колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют. [22]
Качество работ по ремонту колонн определяется в основном опрессовкой на герметичность при некотором давлении на устье, нормативном для каждого месторождения. Согласно инструкции [27] величина давления на устье должна на 10 % превышать максимальное пластовое давление в разрезе, исключая возможность пропуска флюида через колонну в наиболее жестких режимах эксплуатации. [23]
Это означает, что значение предельно-допустимой депрессии на пласт-коллектор в процессе отбора газа должно уменьшаться для обеспечения постоянства касательных напряжений на стенке скважины, не превышающих критическую величину во избежание выноса песчаного материала. На практике рекомендуется устанавливать начальную предельно-допустимую депрессию эксплуатации скважины по результатам исследования ее при максимальном пластовом давлении в залеже, а в дальнейшем, по мере отбора газа, корректировать эту величину в сторону уменьшения по результатам оценочных кратковременных испытаний и наблюдениям за характером добываемой продукции из скважины. [24]
На втором этапе ( после спуска НКТ) проводят обвязку устья для вызова притока и отработки скважины. С устья скважины демонтируют превенторы и надпревенторную головку и вместо них на крестовине устанавливают фонтанную арматуру, соответствующую ожидаемому максимальному пластовому давлению. [25]
Одним из важных внешних условий, влияющих на выбор компонентного состава, является набухание глин. Кроме перечисленных условий, на выбор оптимального компонентного состава влияют: конструкция скважины ( которая при решении данной задачи считается заданной), максимальные пластовые давления на интервалах, для которых выбирают тип раствора, плановая коммерческая скорость бурения, максимальная температура на заданных интервалах. [26]
В СЩА самым крупным хранилищем гелия является истощенная газовая залежь Клиффсайд, где хранится более 1 0 млрд. м3 гелия. Максимальное пластовое давление в этих емкостях равно 18 0 МПа. Высота каверн равна 113 м, глубина их залегания 1470 м, диаметры рабочих колонн 178 и 114 мм. Однако такие хранилища невозможно создавать у каждого гелиевого завода. Каверны, созданные у Оренбургского гелиег вого завода, обусловлены наличием в этом регионе мощного срленосного пласта. Но рпыт работы по созданию подземных каверн в Оренбурге мржет быть использован при лррек-игровашш разработки газовых и газонефтяных месторождений, в газах которых содержится гелий. Обычно в подземных храшшищах хранится не чистый гелий, а концентрат гелия. Аи Б, на гелиевом заводе получают: жидкий азот, жидкий кислород, этановую фракцию, состоящую го: сероводорода - 0 0011 %; СО2 - 0 017 %; метана - 2 13 %, этана - 97 74 %; пропана - 0 123 % н бутана - 0 007 % массовых. [27]
Все добывающие скважины опытного участка, кроме одной, эксплуатируются штанговыми насосами. Максимальное пластовое давление в зоне отбора - 17 0 МПа, минимальное - 11 МПа. [28]
Испытание обсадных колонн на герметичность в разведочных скважинах производится двумя способами: опрессовкой и снижением уровня. При способе опрессовки глинистый раствор предварительно заменяется на воду. Давление опрессовки на устье газовой скважины должно соответствовать ожидаемому максимальному пластовому давлению, а на устье нефтяной - превышать на 20 % ожидаемое максимальное давление. [29]
 |
Расчетные значения градиента давления в газовом пласте в различные моменты времени. [30] |
Страницы: 1 2 3