Большая техническая энциклопедия
2 4 7
D L N
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
ЗА ЗВ ЗД ЗЕ ЗИ ЗН ЗО ЗУ

Забойная температура

 
Забойная температура на этой глубине равна 83 С.
Забойная температура составляет в среднем 20 С.
Забойная температура в промысловых испытаниях достигала 100 - 105 С, однако электростабильность ИЭР была значительно выше требуемой, показатель фильтрации по ВМ-6 не превышал 2 - 3 см3 / 30 мин, остальные технологические параметры находились в рабочих интервалах. Разработанные рецептуры ИЭР хорошо поддаются эффекту бронирования глобул применением твердых порошкообразных эмульгаторов, что позволяет повысить их термостойкость до 140 - 150 Сиболее.
Забойная температура, как и наличие песка в растворе, является ограничительным фактором эксплуатации двигателей. Серийные отечественные двигатели рассчитаны на длительную работу при забойной температуре до 100 С.
Забойная температура должна быть замерена или оценена по надежным данным других скважин месторождения. Забойная температура обычно дается при электрокаротаже.
Величина псевдоста - температурный.| Термограммы нагнетательных скважин. Забойная температура - величина искомая и зависит от многих технологических и геологических факторов, главными из которых являются: геотермическая характеристика разреза, интенсивность нагнетания, условия теплообмена и температура нагнетаемой воды.
Забойная температура колеблется от 120 до 135 С в зависимости от глубины залегания продуктивного горизонта.
Забойная температура в добывающих скважинах может быть от 20 до 80 С, а в паронагнетательных - от 200 до 260 С.
Забойная температура ряда газовых скважин месторождения Карадаг ( Азнефть) составляла 78 - 92 С, а температура выходящего газа 50 - 55 С, что приводило к значительному нагреву обсадной колонны.
Повышение забойной температуры до требуемой ( 60 С) предложено использованием в технологии заканчивания скважины обсадных труб с магниевыми заглушками и технической соляной кислоты.
Поляризационные кривые стали Д в пресных ( а и соленых ( б буровых растворах, не содержащих смазочные добавки. Рост забойных температур усиливает растворимость солей и их агрессивное действие. Понизители вязкости ( УЩР, ПФЛХ, ССБ и др.) не оказывают тормозящего действия на коррозионное разрушение бурильных труб в пресных буровых растворах.
Зависимости забойной температуры от безразмерного времени для значений коэффициента пористости 0 1 и 0 3 представлены на рис. 5.20. Здесь максимальное расхождение в рассчитанных значениях забойных температур достигает 5 С. Однако значение коэффициента пористости входит в безразмерное время, а указанное сопоставление проводилось для одних и тех же значений безразмерного времени. Поэтому в координатах размерного времени дополнительное расхождение в полученных результатах может быть обусловлено расхождением в распределениях давления. Точные значения коэффициента пористости в различных точках пласта необходимы при определении прогнозных показателей разработки реальной газоконденсатной залежи.
Для забойных температур до 100 С рекомендуются смазки Р-2 МВП и Р-416, условия применения которых те же, что и для смазок Р-402 и Р-113 соответственно.

Кривая забойной температуры при постоянном отборе упругой жидкости из скважины после вычитания поправки на эффект адиабатического расширения воспроизводит во времени кривую распределения пластовых давлений в призабойной зоне и может быть использована для термодинамического зондирования пласта.
Поляризационные кривые стали Д в пресных ( а и соленых ( б буровых растворах, не содержащих смазочные добавки. Рост забойных температур усиливает растворимость солей и их агрессивное действие. Понизители вязкости ( УЩР, ПФЛХ, ССБ и др.) не оказывают тормозящего действия на коррозионное разрушение бурильных труб в пресных буровых растворах.
Для забойных температур до 100 С рекомендуются смазки Р-2 МВП и Р-416, условия использования которых такие же, как и для смазок Р-402 и Р-113 соответственно.
Для забойных температур до 100 С рекомендуются смазки Р-2 МВП и Р-416, условия применения которых те же, что и для смазок Р-402 и Р-113 соответственно.
Учитывая повышенную забойную температуру, затворение цементного раствора производят с добавкой ССБ в качестве замедлителя срока схватывания цементного раствора. Чтобы установить необходимость применения и количество добавки ОСБ, необходимо иметь накопленные данные о забойной температуре на различных глубинах. При этой температуре следует производить контроль качества тампо-нажного цемента на схватывание и на механическую прочность.
При забойной температуре более 70 С в буровые растворы, содержащие лигносульфонаты или гуматы, вводят бихроматы натрия или калия массой 0 1 - 0 5 кг на 1 м3 бурового раствора.
При забойных температурах в пределах 100 - 120 С эффективным средством регулирования параметров промывочной жидкости является КМЦ-350, выпуск которой освоен отечественной промышленностью. С, расход этого реагента значительно увеличивается, а эффективность его стабилизирующего действия резко снижается.
При больших забойных температурах циркулирующей буровой жидкости применение электробуров или дает очень низкие показатели бурения, или их вообще нельзя применять. Большая темпера-аура буровой жидкости и наличие в последней нефти или нефтепродуктов отрицательно сказывается на долговечности гуммированных подшипников турбобуров и резиновой изоляции токоподводов электробуров. Однако применение шаровых опор в турбобуре исключает вредное влияние температуры и нефти в растворе.
Советского Союза забойные температуры изменяются в очень широких пределах.
Максимальное изменение забойной температуры по времени было достигнуто на II режиме при вс 15 ООО нм3 / сутки, а О.
Схема подвески обсадной колонны на талевой системе после цементирования. Если разность забойной температуры и температуры у верхней части поднятого цементного раствора высока и превышает 50 - 75 С, срок ОЗЦ следует назначать исходя из специальных лабораторных исследований.
Диаграмма влияния термической обработки на выносливость образцов диаметром 5 мм из стали марки 40ХН при испытании на воздухе ( 1, 2 и в буровом растворе ( 3, 4. С ростом забойных температур в бурящихся глубоких скважинах колонны бурильных труб эксплуатируются в средах бурового раствора, нагретого до повышенных температур.

На этих глубинах забойная температура на некоторых площадях Ставрополья соответственно равна 75, 100, 125, 150 и 200 С.
Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на Ъласт.
В зависимости от забойной температуры для поинтерваль-ного воздействия в добывающих скважинах на промыслах объединения Грознефть применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум - 100 - 180 С; полимер бензинового потока - 100 - 120 С; полимер промрастворного потока - 100 - 130 С; по-лиэтилен низкого давления - 120 - 150 С; полипропилен - 150 - 180 С.
Так как контролировать забойную температуру газа при освоении скважин трудно, рекомендуется проводить их освоение с предварительной задавкой в пласт антигидратного ингибитора, т.е. для месторождений, где пластовая температура только немногим превышает равновесную температуру гидратообразования, ингибитор необходимо вводить в призабойную зону пласта.
Зависимость скорости коррозии сплава Д16Т от концентрации глины в буровом растворе. При бурении сверхглубоких скважин забойные температуры могут достигать больших значений.
При бурении скважин, забойная температура которых не превышает 70 С, хорошие результаты по уменьшению вязкости и статического напряжения сдвига были получены при обработке растворов гексаметафосфатом. Однако действие этого реагента на растворы не продолжительно, поэтому его в основном используют лишь для единовременных обработок перед спуском обсадных колонн или перед проведением геофизических исследований.
Тил, Т3 - пластовая и забойная температура газа, С; D - - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томсона, С / МПа ( изменяется в среднем от 2 до 4 С / МПа); рпл, Рз - пластовое и забойное давление, МПа; G - расход газа, кг / ч; Ср - теплоемкость газа, кДж / ( кг - С); т - время работы скважины с начала эксплуатации, ч; Сп - теплоемкость горных пород пласта.
В связи с повышением забойных температур и давлений и ускорением сроков схватывания цементных растворов необходимо изыскивать реагенты-замедлители.
Как видно из сопоставления ориентировочных забойных температур и равновесных температур гидратообразования ( табл. 2), в процессе испытания скв.
Для пресных растворов при забойной температуре 180 - 200 С периодичность обработок составляет 10 - 15 сут, для соленасыщенных 5 - 7 сут при расходе реагента на одну повторную обработку 0 1 % от объема раствора.
Схематическая зависимость между количеством растворенного газа и давлением. Полученное давление насыщения при забойной температуре больше заданного забойного давления ( 17 МПа), что указывает на приток газированной жидкости к забою скважины.
Для цементирования скважин с забойной температурой более 200 С и давлениями до 100 МПа наиболее перспективными оказались смеси на базе кислых доменных шлаков, обладающие приемлемыми сроками схватывания и дающие плотный безусадочный камень с вполне достаточной прочностью.
Изменение сроков схватывания шлакового раствора при вылеживании при температуре 140 С и давлении 400 кгс / смг.
Для цементирования скважин с забойными температурами 120 - 200 С и давлениями до 1000 кгс / см2 Е. К. Мачинским, А. И. Булатовым и А. Н. Стафикопуло был разработан тампонажный цемент, роль вяжущего в котором выполняет доменный шлак, роль регулятора сроков Схватывания - кварцевый или кварцево-магнетитовый песок. Более активны гранулированные основные шлаки, менее активны - кислые, комовые, на базе которых созданы растворы для температур порядка 300 С. Для подобных условий А. И. Булатовым и Д. Ф. Новохат-ским разработан цемент на базе ферромар-ганцевого шлака.
Зависимость сроков схватывания шлако-песчаных растворов от содержания песка ( t 200 СС, /. 50 МПа. Для цементирования скважин с забойной температурой более 200 С и давлениями до 100 МПа наиболее перспективными оказались смеси на базе кислых доменных шлаков, обладающие приемлемыми сроками схватывания и дающие плотный безусадочный камень.
При бурении скважин с забойной температурой более 150 С расход основного реагента - стабилизатора буровых растворов - КМЦ возрастает вследствие ее термоокислительной деструкции. С целью снижения деструкции КМЦ по рекомендации разработчика необходимо в заводских условиях добавлять ингибитор термоокислительной деструкции - карбамид. Присадка ингибитора ( карбамида) и КМЦ позволяет повысить термоустойчивость буровых растворов, снизить расход КМЦ на их обработку и повысить в целом технико-экономические показатели бурения.
Для цементирования скважин с забойными температурами 90 - 300 С предназначен белито-кремнеземистый цемент, являющийся безобжиговым гидравлическим вяжущим, получаемым в результате тонкого размола ( до удельной поверхности 3500 - 5500 см2 / г) высушенного нефелинового компонента и кварцевого песка или тщательного перемешивания тех же раздельно измельченных компонентов.
Применение резиновых опор ограничено предельными забойными температурами 100 С. Новая марка резины ( ИРП-1294) позволяет использовать опоры при температурах жидкости до 140 - 160 С. Подшипники качения но имеют подобных температурных ограничений.
Гипан широко применяют при забойных температурах до 180 С.
Для цементирования скважин при больших забойных температурах облегченные растворы следует приготавливать на основе термостойких вяжущих материалов, например на основе доменного гранулированного шлака.
С увеличением глубин скважин повышаются забойные температуры и снижается эффективность кислотных обработок из-за усиления коррозии нефтепромыслового оборудования и невозможности ввода активного кислотного раствора в удаленные части призабойной зоны пласта.
Как уже говорилось выше, забойная температура в нагнетательной скважине в значительной степени зависит от температуры нагнетаемой воды. В табл. 37 приведены данные об изменении температуры воды в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения в зависимости от изменения температуры окружающего воздуха. В зимнее время начальная температура воды составляет б - 8 С, а летом она повышается до 24 - 26 С.
С переходом на глубокое бурение забойные температуры и давления резко возросли и качество приготовляемого раствора стало непосредственно отражаться на качестве крепления скважин.
При цементировании глубоких скважин, статическая забойная температура которых превышает 70 - 100 С, в большинстве случаев применяют добавки замедлителей схватывания, регуляторов водоотдачи, понизителей вязкости и т.п. Эти реагенты весьма разнообразны по своему составу и строению, количеству и взаимному расположению функциональных групп. Исследовать влияние каждого из индивидуальных реагентов на долговременную прочность цементного камня в воде и агрессивных средах невозможно.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11