Способ определения гидродинамических параметров продуктивных пластов

Номер патента: 442293

Опубликовано: 05.09.1974

Авторы: Александров, Панов, Силкин

МПК: E21B 49/10

Метки: аномально, высокими, давлениями, исследования, пластовыми, скважин

...депрессия на пласт,кгс/см, /. - расстояние от устья до середины 1 О испытываемого интервала, м: у - плотностьбурового раствора г/сма; сс - коэффициент аномалии пластового давления. Остальные трубы длиной 1. - / заполняют водой до устья.По окончании спуска труб производят обвяз ку устья с использованием буровой штанги 12,вертлюга 13 и рукава высокого давления 14 с дополнительно установленным краном 15.При этом, если в качестве рукава 14 используют грязевой шланг, то его отсоединяют от 20 стояка 16 и соединяют тройником 17 с задвижками высокого давления 18 - 21. Один из цементировочных агрегатов 22 обвязывают с превенторным отводом 23 через задвижку 24, а второй используют для создания в трубах 25 избыточного давления. Для измерения...

Номер патента: 1257167

Опубликовано: 15.09.1986

Авторы: Ангелопуло, Джабаров, Мнацаканов, Ситков

МПК: E21B 33/14

Метки: аномально, высокими, давлениями, пластовыми, скважин, цементирования

...Па; 9рассчитывают по 2 О формуле9 =О, 25 д (й, - й) (р сов(р- р, ) (4)При достижении СНС раствора значения 6 увеличение давления в эатрубном пространстве прекращают.После времени ОЗЦ давление в затрубном пространстве сбрасывают.При такой совокупности операций(оптимальном времени создания давления в затрубном пространстве) умень- ЗО мается кольматация продуктивногопласта Фильтратом тампонажкого раствора. В противном случае (если давление создают с момента сниженичгидрастатики тампонажного раствора) д 5 Фильтрат тампонажного раствора неизбежно будет поступать в продуктивный пласт, так как создаваемоедавление будет соответствовать начальной гидростатике тампонажного 4 О раствора, которое, в свою очередь,принимают из условия...

Номер патента: 675175

Опубликовано: 25.07.1979

Авторы: Евченко, Журавлев, Максимов, Медведский

МПК: E21B 47/10

Метки: гидродинамических, параметров, пластов, продуктивных

...пластового и забойного давления могут бйть отделены один от другого некоторйм интервалом времени. Важно лищь тО, чтобы параметры пласта в этот промежуток соответствовали сходным условиям состояния денируемой этой скважиной зоны.Гидропроводность и пьезопроводность определяют на основе зависимос" ти распределЕиия давления в пласте от изменения дебюта скважин но с времени.Используя найденные значения гидропроводности, пьезопроводности и величину забойного давления, опре675175 4окружающих до момента замеразабоййого давления в исследуемой скважине,дгр -р 1 , Число режимов И и количество окруИ и- ф Р -Х Ц 1 я 3+ жаЮЩИХ СКЭажни таКжЕ НЕОбХОДИМО бРатЬф "на момент замера забойного давления,5 Коэффициент продуктивности и оп 9 1Е й 13-с...

Номер патента: 1602979

Опубликовано: 30.10.1990

Авторы: Дзюбенко, Сатюков

МПК: E21B 49/08

Метки: жидкости, отбора, пластовой, проб, скважине, фонтанной

...20,45 МПа), коэффициента продуктивности скважины (6,9 м /сутМПа), а также - минимальной величины забойного давления (Рз"), которую находят из выражения:Рз" "=Рз+1,0=18,75 МПа,где Р=17,75 МПа - давление насыщения нефти газом.Величину ц рассчитывают по формуле;Ц=(Рпл - Рз) (2) РУпПричем величина Рз равна 19,6 МПа, а (=5,8 м /сут,Таким образом, установлено, что время Т, необходимое для удаления разгазированной нефти иэ призабойной зоны скважины при постоянной работе скважины с дебитом ц 0,252 сут или 364 мин,Далее находят время работы скважины после пуска и время последующего ее простоя, т,е. время одного цикла, которое рассчитывают по кривой восстановления давления с помощью микрокалькулятора и программы,Программа расчета изменения...

Номер патента: 1838591

Опубликовано: 30.08.1993

Авторы: Булейко, Захаров, Нестеров, Подюк, Соловьев, Шелемей

МПК: E21B 43/00

Метки: аномально, газовых, давлением, низким, обводняющихся, пластовым, скважин, эксплуатации

...критериюсущественные отличия,Способ эксплуатации обводнящихсяскважин на месторождении с АНПД осуществляют в следующей последовательности.В процессе эксплуатации скважин нагазоконденсатном месторождении с АНПД 4проводят периодические замеры уровняжидкости и параметры скважин;дебиты скважин, давления на головкескважин и затрубное давление.По мере накопления жидкости на забоях скважин уровень жидкости растет и соответственно изменяются и параметрыскважин. На основании данных замеровстроят зависимость уровня жидкости в скважине от дебита (см. чертеж),50Период и количество подаваемого в скважину высоконапорного газа определяют из следующего соотношенияТ - 1(Ог, Ож):а период без подачи высоконапорного газа определяют,из...