Cтраница 3
Количество раствора СГПС выбирают из расчета заполнения скважины в интервале от искусственного забоя до глубины на 15 - 20 м выше верхней части интервала перфорации. Количество водного раствора ПАВ ( 1 0 - 1 5 % - ный разделительный ( буферный) раствор) выбирают из расчета заполнения в скважине ( за-трубном пространстве) интервала длиной 40 - 50 м между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину. [31]
Определяют количество раствора СГПС из расчета заполнения скважин в интервале от забоя до глубины на 10 - 15 м выше верхней части интервала перфорации, заполнения НКТ до глубины не более 1000 м от устья скважины ( давление жидкости, заполняющей НКТ над раствором СГПС, не должно превышать 10 0 МПа, а температуры в верхней части СГПС - свыше 70 С) и нагнетания в пласт раствора в количестве 0 1 - 0 2 м3 на 1 м вскрытой ( перфорацией) толщины пласта. [32]
Вторичная добыча нефти, связанная с заполнением скважины водой, часто сопровождается коррозией труб, и для устранения ее к воде, заполняющей скважину, обычно добавляют ингибитор. [33]
Прямая 2 показывает распределение давлений при заполнении скважин водой до устья. [34]
Расчеты показывают, что потери смеси на заполнение скважины при средней глубине зон поглощения 300 - 500 м и диаметре бурения 112 мм составляют от 3 до 10 % общего количества. Для определения потерь глинистого раствора и времени на очистку скважины от тампонажной смеси были проведены следующие наблюдения. По 23 скважинам, где проводились изоляционные работы, замерено количество затраченного на промывку глинистого раствора и зафиксировано потребовавшееся на это время. [35]
Узап - объем жидкости, израсходованный для заполнения скважины; V-объем тела поднятых труб. [36]
Если учесть, что в течение процесса заполнения скважины пена частично прогре - ется, то после закрытия устья расчетные значения А Р будут ниже указанных в таблице я даже может происходить падение PSJ ниже атмосферного га счет остывания пены, прошедшей через забой. Есть основания ожидать, что изменения Р, вызванные релаксацией касательных напряжений между пеной и трубами после снятия давления, создаваемого при закачке пены для компенсации сил трения, будут в несколько раз превшать д Р от прогрева пены. [37]
В некоторых случаях возможна и другая схема заполнения скважины, например, аэрированной жидкостью. Голый конец бурильной колонны опускают на максимально возможную глубину, при этом для нейтрализации вспенивающего действия ПАВ в качестве буферной жидкости используют 10 - 15 м3 нефти. После каждого интервала восстанавливают циркуляцию для регулирования параметров раствора и очистки скважины. [38]
Однако решение указанной задачи возможно только при заполнении скважины пресной промывочной жидкостью. Влияние скважины и глинистой корки на показания обычных микрозондов настолько большое, что определить по ним удельное сопротивление промытой зоны с удовлетворительной точностью нельзя. [39]
Перфорацию газовых скважин в отдельных случаях осуществляют без заполнения скважины жидкостью и без глушения, но с герметизацией устья при помощи специального оборудования с установкой лубрикатора для спуска перфоратора под давлением. [40]
Здесь длина / 2Ср определена ранее при условии заполнения скважины исходным буровым раствором плотностью рр. [41]
Обычно используются два способа создания искусственных забоев: заполнением скважины инертным или вяжущим материалом и установкой специальных пробок-мостов. Применение второго способа ограничивается степенью разработанности скважины, так как выход распорных элементов пробок и их габариты имеют определенные пределы, а действительную форму поперечного сечения ствола скважины и его фактический диаметр не всегда можно предвидеть. Создание искусственных забоев с помощью инертных или вяжущих материалов этими факторами не ограничивается. [42]
Подъем труб немедленно должен быть прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее 0 5 м3 бурового раствора от контрольной величины. [43]
Вскрытие пласта при репрессии осуществляют в условиях негерметизируемого устья и заполнения скважины утяжеленным раствором, который предотвращает открытый выброс нефти или газа, но в то же время снижает, как показано выше, естественную проницаемость прискважинной зоны пласта и продуктивность скважины. Этот метод перфорации наиболее распространен, поскольку он прост и во многих случаях обеспечивает достаточную гидродинамическую связь скважины с пластом. Допустимо вскрывать пласт при репрессии, если он обладает хорошей проницаемостью, мало загрязнен при бурении и способен самоочищаться. При этом скважину следует заполнить жидкостью требуемой плотности, но не содержащей твердой фазы и не приводящей к существенному снижению проницаемости стенок перфорационных каналов и породы вокруг них. Желательно жидкость для перфорации скважины готовить специально, используя соответствующие ингибиторы. Во всех случаях необходимо стремиться к минимально допустимой репрессии на пласт. [44]
Перфорацию скважины при репрессии осуществляют в условиях негерметизируемого устья и заполнения скважины утяжеленным раствором, который предотвращает открытый выброс нефти или газа, но снижает естественную проницаемость прискважинной зоны пласта и продуктивность скважины. Этот метод перфорации наиболее распространен, поскольку он прост и во многих случаях обеспечивает достаточную эффективность вскрытия пласта. [45]