А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Забійна температура

Забійна температура на цій глибині дорівнює 83 С.

Забійна температура становить в середньому 20 С.

Забійна температура в промислових випробуваннях досягала 100 - 105 С, однак електростабільность ІЕР була значно вище необхідної, показник фільтрації по ВМ-6 не перевищував 2 - 3 см3 /30 хв, інші технологічні параметри знаходилися в робочих інтервалах. Розроблені рецептури ІЕР добре піддаються ефекту бронювання глобул застосуванням твердих порошкоподібних емульгаторів, що дозволяє підвищити їх термостійкість до 140 - 150 Сібола.

Забійна температура, як і наявність піску в розчині є обмежувальним фактором експлуатації двигунів. Серійні вітчизняні двигуни розраховані на тривалу роботу при забійній температурі до 100 С.

Забійна температура повинна бути заміряна або оцінена по надійним даними інших свердловин родовища. Забійна температура зазвичай дається при електрокаротаж.

Величина псевдоста - температурний. | Термограмми нагнітальних свердловин. Забійна температура - величина шукана і залежить від багатьох технологічних і геологічних факторів, головними з яких є: геотермічна характеристика розрізу, інтенсивність нагнітання, умови теплообміну і температура нагнітається води.

Забійна температура коливається від 120 до 135 С в залежності від глибини залягання продуктивного горизонту.

Забійна температура в видобувних свердловинах може бути від 20 до 80 С, а в паронагнетательного - від 200 до 260 С.

Забійна температура ряду газових свердловин родовища Карадаг (Азнефть) становила 78 - 92 С, а температура газу, що виходить 50 - 55 С, що призводило до значного нагрівання обсадної колони.

Підвищення забійній температури до необхідної (60 С) запропоновано використанням в технології закінчення свердловини обсадних труб з магнієвими заглушками і технічної соляної кислоти.

Поляризаційні криві стали Д в прісних (а і солоних (б бурових розчинах, які містять мастильні добавки. Зростання забійних температур підсилює розчинність солей і їх агресивна дія. Знижувач в'язкості (УЩР, ПФЛХ, ССБ і ін.) Не роблять гальмуючого дії на корозійне руйнування бурильних труб в прісних бурових розчинах.

Залежності забійній температури від безрозмірного часу для значень коефіцієнта пористості01 і03 представлені на рис. 520. Тут максимальне розбіжність в розрахованих значеннях забійних температур досягає 5 С. Однак значення коефіцієнта пористості входить в безрозмірний час, а вказане зіставлення проводилося для одних і тих же значень безрозмірного часу. Тому в координатах размерного часу додаткове розбіжність в отриманих результатах може бути обумовлено розходженням у розподілах тиску. Точні значення коефіцієнта пористості в різних точках пласта необхідні при визначенні прогнозних показників розробки реальної газоконденсатной поклади.

Для забійних температур до 100 С рекомендуються мастила Р-2 МВП і Р-416 умови застосування яких ті ж, що і в мастильні матеріали Р-402 і Р-113 відповідно.

Крива забійній температури при постійному відборі пружною рідини з свердловини після вирахування поправки на ефект адіабатичного розширення відтворює в часі криву розподілу пластових тисків в привибійній зоні і може бути використана для термодинамічної зондування пласта.

Поляризаційні криві стали Д в прісних (а і солоних (б бурових розчинах, які містять мастильні добавки. Зростання забійних температур підсилює розчинність солей і їх агресивна дія. Знижувач в'язкості (УЩР, ПФЛХ, ССБ і ін.) Не роблять гальмуючого дії на корозійне руйнування бурильних труб в прісних бурових розчинах.

Для забійних температур до 100 С рекомендуються мастила Р-2 МВП і Р-416 умови використання яких такі ж, як і для мастил Р-402 і Р-113 відповідно.

Для забійних температур до 100 С рекомендуються мастила Р-2 МВП і Р-416 умови застосування яких ті ж, що і в мастильні матеріали Р-402 і Р-113 відповідно.

З огляду на підвищену забійну температуру, зачиннення цементного розчину виробляють з добавкою ССБ як сповільнювач терміну схоплювання цементного розчину. Щоб встановити необхідність застосування і кількість добавки ОСБ, необхідно мати накопичені дані про забійній температурі на різних глибинах. При цій температурі слід проводити контроль якості тампо- нажних цементу на схоплення і на механічну міцність.

При забійній температурі понад 70 ° С в бурові розчини, які містять лігносульфонати або гумати, вводять біхромати натрію або калію масою 0 1 - 0 5 кг на 1 м3 бурового розчину.

При забійних температурах в межах 100 - 120 С ефективним засобом регулювання параметрів промивальної рідини є КМЦ-350 випуск якої освоєно вітчизняною промисловістю. С, витрата цього реагенту значно збільшується, а ефективність його стабілізуючого дії різко знижується.

При великих забійних температурах циркулюючої бурової рідини застосування електробурів або дає дуже низькі показники буріння, або їх взагалі не можна застосовувати. Велика темпера-аура бурової рідини і наявність у останньої нафти або нафтопродуктів негативно позначається на довговічності гумованих підшипників турбобуров і гумовій ізоляції токоподводов електробурів. Однак застосування кульових опор в турбобура виключає шкідливий вплив температури і нафти в розчині.

Радянського Союзу забійні температури змінюються в дуже широких межах.

Максимальна зміна забійній температури по часу було досягнуто на II режимі при вс 15 ТОВ нм3 /добу, а О.

Схема підвіски обсадної колони на талевого системі після цементування. Якщо різниця забійній температури і температури у верхній частині піднятого цементного розчину висока і перевищує 50 - 75 С, термін ОЗЦ слід призначати на основі спеціальних лабораторних досліджень.

Діаграма впливу термічної обробки на витривалість зразків діаметром 5 мм зі сталі марки 40ХН при випробуванні на повітрі (12і в буровому розчині (3 4. З ростом забійних температур в буряться глибоких свердловинах колони бурильних труб експлуатуються в середовищах бурового розчину, нагрітого до підвищених температур.

На цих глибинах забойная температура на деяких площах Ставропілля відповідно дорівнює 75100125 150і200 С.

Залежність дебіту і забійній температури від депресії на'ласт.

Залежно від забійній температури для поінтерваль-ного впливу в видобувних свердловинах на промислах об'єднання Грознафта застосовують такі реагенти: високоокісленний бітум - 100 - 180 С; полімер бензинового потоку - 100 - 120 С; полімер промрастворного потоку - 100 - 130 С; по-ліетілен низького тиску - 120 - 150 С; поліпропілен - 150 - 180 С.

Так як контролювати забійну температуру газу при освоєнні свердловин важко, рекомендується проводити їх освоєння з попередньої задавка в пласт антігідратного інгібітора, тобто для родовищ, де пластова температура лише трохи перевищує рівноважну температуру гідратоутворення, інгібітор необхідно вводити в привибійну зону пласта.

Залежність швидкості корозії сплаву Д16Т від концентрації глини в буровому розчині. При бурінні надглибоких свердловин забійні температури можуть досягати великих значень.

При бурінні свердловин, забійна температура яких не перевищує 70 С, хороші результати щодо зменшення в'язкості і статичної напруги зсуву були отримані при обробці розчинів гексаметафосфатом. Однак дія цього реагенту на розчини не тривало, тому його в основному використовують лише для одноразових обробок перед спуском обсадних колон або перед проведенням геофізичних досліджень.

Тіл, Т3 - пластова і забійна температура газу, С; D - - диференційний коефіцієнт Джоуля - Томсона, С /МПа (змінюється в середньому від 2 до 4 С /МПа); рпл, Рз - пластовий і забійні тиск, МПа; G - витрата газу, кг /год; Ср - теплоємність газу, кДж /(кг - С); т - час роботи свердловини з початку експлуатації, ч; Сп - теплоємність гірських порід пласта.

У зв'язку з підвищенням забійних температур і тисків і прискоренням термінів схоплювання цементних розчинів необхідно вишукувати реагенти-сповільнювачі.

Як видно з зіставлення орієнтовних забійних температур і рівноважних температур гидратообразования (табл. 2), в процесі випробування вкв.

Для прісних розчинів при забійній температурі180 - 200 С періодичність обробок становить 10 - 15 діб, для соленасиченого 5 - 7 діб при витраті реагенту на одну повторну обробку 0 1% від обсягу розчину.

Схематична залежність між кількістю розчиненого газу і тиском. Отримане тиск насичення при забійній температурі більше заданого забійного тиску (17 МПа), що вказує на приплив газованої рідини до вибою свердловини.

Для цементування свердловин з забійної температурою понад 200 С і тиском до 100 МПа найбільш перспективними виявилися суміші на базі кислих доменних шлаків, що володіють прийнятними термінами схоплювання і дають щільний безусадковий камінь з цілком достатню міцність.

Зміна термінів схоплювання шлакового розчину при вилежуванні при температурі140 С і тиску 400 кгс /смг.

Для цементування свердловин з забійними температурами 120 - 200 С і тиском до 1000 кгс /см2 Е. К. Мачинського, А. І. Булатовим і А. Н. Стафікопуло був розроблений тампонажний цемент, роль в'яжучого в якому виконує доменний шлак, роль регулятора термінів зчеплення - кварцовий або кварцево-магнетитові пісок. Більш активні гранульовані основні шлаки, менш активні - кислі Комові на базі яких створені розчини для температур порядку 300 С. Для подібних умов А. І. Булатовим і Д. Ф. Новохат-ським розроблений цемент на базі ферромар-Ганцева шлаку.

Залежність термінів схоплювання шлако-піщаних розчинів від вмісту піску (t 200 СС, /. 50 МПа. Для цементування свердловин з забійної температурою понад 200 С і тиском до 100 МПа найбільш перспективними виявилися суміші на базі кислих доменних шлаків, що володіють прийнятними термінами схоплювання і дають щільний безусадковий камінь.

При бурінні свердловин з забійної температурою понад 150 с витрата основного реагенту - стабілізатора бурових розчинів - КМЦ зростає внаслідок її термоокислительной деструкції. з метою зниження деструкції КМЦ за рекомендацією розробника необхідно в заводських умовах додавати інгібітор термоокислительной деструкції - карбамід. Присадка інгібітору (карбаміду) і КМЦ дозволяє підвищити термостійкість бурових розчинів, знизити витрату КМЦ на їх обробку і підвищити в цілому техніко-економічні показники буріння.

Для цементування свердловин з забійними температурами 90 - 300 с призначений білить-кремнеземний цемент, який є безобжіговим гідравлічним в'яжучим , отриманим в результаті тонкого помелу (до питомої поверхні3500 - 5500 см2 /г) висушеного нефелінового компонента і кварцового піску або ретельного перемішування тих же окремо подрібнених компонентів.

Застосування гумових опор обмежена граничними забійними температурами 100 С. Нова марка гуми (ІРП-1294) дозволяє використовувати опори при температурах рідини до 140 - 160 С. Підшипники кочення але мають подібних температурних обмежень.

Гіпан широко застосовують при забійних температурах до 180 С.

Для цементування свердловин при великих забійних температурах полегшені розчини слід готувати на основі термостійких в'яжучих матеріалів, наприклад на основі доменного гранульованого шлаку.

Зі збільшенням глибин свердловин підвищуються забійні температури і знижується ефективність кислотних обробок через посилення корозії нафтопромислового обладнання і неможливості введення активного кислотного розчину в віддалені частини привибійної зони пласта.

Як вже говорилося вище, забійна температура в нагнетательной свердловині в значній мірі залежить від температури нагнітається води. У табл. 37 наведені дані про зміну температури води в нагнітальних свердловинах Ромашкинского родовища в залежності від зміни температури навколишнього повітря. У зимовий час початкова температура води становить б - 8 С, а влітку вона підвищується до 24 - 26 С.

З переходом на глибоке буріння забійні температури і тиску різко зросли і якість готується розчину стало безпосередньо відображатися на якості кріплення свердловин.

При цементуванні глибоких свердловин, статична забойная температура яких перевищує 70 - 100 С, в більшості випадків застосовують добавки сповільнювачів схоплювання, регуляторів водоотдачи, знижувачів в'язкості і т.п. Ці реагенти дуже різні за своїм складом і будовою, кількості і взаємного розташування функціональних груп. Дослідити вплив кожного з індивідуальних реагентів на довготривалу міцність цементного каменю в воді і агресивних середовищах неможливо.