Пакера

Рис. V.52. Частотная зависимость диэлектрической проницаемости е и удельной электропроводности у. суспензии митохондрий печени при 25° С (Паули, Пакер, Шван, 1960)

Рис. V.53. График комплексной диэлектрической проницаемости в комплексной плоскости для суспензии митохондрий печени в 0,012 М растворе KGI (Паули, Пакер, Шван, 1960).

Рис. 2. Технологическая схема процесса проведения опытно-промышленных испытаний (вариант 2) 1 — скважина, долото 120 мм 2 — техническая колонна 89 мм 3 — скважина (необсаженная) 4 — гидрозатвор 5 — ликвидационный мост 6 — проектный забой 7 — пакер 8 — водоносный пласт.

Закачка под давлением может быть реализована и без вязких сред, например, с помощью забойных разобщителей-пакеров. [c.17]

При тепловой обработке призабойной зоны в скважину нагнетают перегретый водяной пар, получаемый от ППУ. Затем скважину закрывают на период, необходимый для передачи тепла в глубь пласта. Указанную операцию проводят под давлением. Если обсадная колонна не рассчитана на такое давление, то в скважину спускают термостойкий пакер, который представляет собой устройство для перекрытия ствола скважины на заданной глубине. Принцип действия различных видов пакеров одинаков. После спуска пакера до определенной отметки с помощью механических усилий его расклинивают. Он плотно закупоривает колонну, разобщая ее верхнюю и нижнюю части. При установке пакера задвижка на стволе от затрубного пространства должна быть открыта. Площадку по направлению отвода необходимо освободить от людей и оборудования. [c.44]

Для гидравлического разрыва пласта используют насосные агрегаты высокого давления типа ЧАН-700 и пескосмесительные установки для смешения жидкости с песком. Жидкостями, используемыми при разрыве, могут быть вязкая нефть, мазут, керосин и дизельное топливо, загущенные специальными добавками, водный раствор сульфат-спиртовой барды (ССБ), соляная кислота и др. Гидравлический разрыв производят с помощью насосных агрегатов, подключаемых к устью скважины через специальную головку. Чтобы предохранить обсадную колонну от действия высокого давления, над продуктивным пластом устанавливают пакер, изолирующий затрубное пространство. [c.45]

В скважины, где отсутствует пакер, закачивают ингибитор через затрубное пространство или создают в них в течение некоторого времени принудительную циркуляцию раствора ингибитора между внутренним простран- [c.140]

В газлифтных скважинах или скважинах с пакером ингибитором вытесняют добываемую среду в пласт через насосно-компрессорные трубы или опускают на забой скважины желонку с раствором ингибитора. [c.141]

На рис. 59, а, б приведены две схемы одновременной эксплуатации двух продуктивных пластов. По схеме а эксплуатация верхнего продуктивного пласта проводится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Нефть поступает через перфорированные отверстия в эксплуатационной колонне, движется вверх и попадает в устройство, имеющееся на устье скважины. При необходимости против верхнего пласта устанавливается фильтр. Эксплуатация нижнего продуктивного пласта ведется через насосно-компрессорные трубы, в которых против пласта делаются отверстия и устанавливается фильтр. Пакер препятствует сообщению между трубами, и каждый из пластов может эксплуатироваться раздельно. [c.121]

По схеме б применяются два пакера и два концентрических ряда насосно-компрессорных труб. Применяют и иные схемы в зависимости от свойств пласта, давления в нем, свойств нефти и других условий. [c.122]

Паули, Пакер и Шван, 1960) [c.385]

Основной потребитель технического углерода — промышленность резиновых технических изделий. В подотрасли постоянно разрабатываются и внедряются в производство новые виды резиновых технических изделий с улучшенными эксплуатационными свойствами. Это детали для автомобилей, работающих в экстремальных условиях, уплотнители закрытых подшипников, поплавки для карбюраторов, рукава и пакеры для нефтяной промышленности, термостойкая пористая резина для химической, радиоэлектронной и легкой промышленности. Выпуск формовых резиновых технических изделий с 1966 г. увеличился почти в 4 раза, неформовых — в 3 раза. [c.10]

В СКВ. 55 применяли аналогичную технологию воздействия, но с увеличенной массой порохового заряда — 360 кг. При подаче напряжения на спираль накаливания пакер был сдвинут вместе с колонной насоснокомпрессорных труб, а через несколько минут из затрубного пространства начали выходить газообразные продукты горения. [c.38]

Технология обеспечивает возможность строительства многозабойных окончаний в одном продуктивном пласте с выходом из основного ствола путем спуска, крепления и изоляции (предлагаемым способом) потайной перфорированной вне скважины колонны, предварительно герметизируя пакером предыдущий ствол скважины с потайной перфорированной колонной. [c.70]

Спуск бурового инструмента, не доходя до забоя 2-3 м и утрамбовка глины (глинистый пакер) или экранное цементирование башмака обсадной колонны с высотой цементного экрана Н=1-2 м [c.73]

Анализ данных, полученных по результатам опытно-промышленных испытаний, показал, что при глинистом разделителе среды (глинистый пакер) и цементном экране (пакере) в башмаке обсадной колонны при извлечении обсадных труб с многократным их использованием общий экономический эффект, полученный по 18 скважинам, составляет 1658407 руб. [c.75]

Бурильщик при ремонте скважин руководит вахтой, управляет буровой лебедкой, тракторным подъемником, гидравлическим домкратом, участвует в ловильных, тампонажных, изоляционных и других работах. Под его руководством выполняется весь объем работ по спуску и подъему обсадных труб, другого оборудования, составляющий около половины объема работ по ремонту скважин. Вместе с помощниками он разбуривает скважины, управляет работой бурового оборудования, подъемников, талевой системы, контролирует состояние пакеров, ловильного инструмента, КИП, следит за подъемом, спуском и перемещением бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, обслуживает ряд ответственных технологических узлов и механизмов, промывает песчаные пробки, оснащает таль, меняет оснастку, собирает и разбирает инструмент, готовит и тампонирует скважины, сращивает канаты. [c.110]

Следует также отметить, что состав МК-1 обладает растворяющей способностью по отношению к резине. Э го обстоятельство не позволяет использовать состав МК-1 над пакером с резиновым уплотнением или требует принятия специальных мер защиты па-кера от контакта с составом МК-1. [c.40]

В случае использования пакера с резиновыми элементами с целью предотвращения их разъедания при постоянном контакте с составом МК-1 при заполнении межтрубного пространства [c.49]

Рис. 4. Схема спуска АДС-5 в скважину без применения пакера и воспламенительного устройства

В последующие годы основной стала технологическая схема, не. связанная с применением пакера. [c.20]

В [575, 579] подчеркивается, что микродинамика граничной воды может быть тесно связана с микродинамикой границ раздела, вблизи которых она формируется. К. Пакер [575] предложил модель микродинамики граничной воды, в которой разделены быстрые (/) и медленные (s) движения, связанные с подвижностью индивидуальных молекул воды (/) и переориентацией микрообластей (время корреляции tr) или конечным временем пребывания молекулы воды в пределах данной мик-рообласти (AD) (рис. 14.1). Вклад медленных дви- [c.231]

Клаианы-отсекатели — устройства, обеспечивающие автоматическое перекрытие потока жидкости или газа прн изменении установленного режима их движения. Клапаны-отсекатели вместе с пакерами укрепляют в стволе скважины, иа устье, на выкидных линиях и трубопроводах. Применение клапанов-отсекателей предотвращает возникновение пожароопасной ситуации около устья скважины. [c.26]

Рис. 59. Одновременная добыча нефти из двух пластов. а — устпапавка с одним пикером б — установка с двумя пакерами 1 — боковой штуцер 2 — пакер.

Для того чтобы воспрепятствовать движению жидкости но кольцевому пространству между трубами, применяют так называемые накеры. Они могут быть постоянными или извлекаемыми. Постоянные пакеры изготовляют из легко режущегося материала, чтобы при необходимости можно было удалить их путем фрезерования. Извлекаемые пакеры представляют собой резиновые манжеты, которые с помощью некоторых приспособлений и приемов могут быть сжаты таким образом, что они герметично перекроют кольцевое пространство между трубами. [c.121]

Добыча газа производится в общих чертах теми же способами, что и добыча нефти, но имеются и свои особенности, обусловленные физическими свопстваып газа. Оборудование скважины для добычи газа аналогично представленному на рис. 56. Фильтр препятствует выносу частиц породы из пласта и засорению ими скважины. Газ поступает по насосно-компрессорным трубам в газовую головку с системой труб и задвижек, манометром, показывающим давление газа, штуцером, ограничивающим поступление газа, и газовым счетчиком, показывающим количество добытого газа. С помощью одной скважины можно добывать газ из двух-трех пластов, устанавливая в соответствующих местах пакеры и направ.ляя газ нижнего пласта по сифонным трубам, из среднего по насосным трубам и из верхнего по кольцевому пространству между ними и эксплуатационной колонной. [c.136]

С тех пор как Паули и Шван (1959) предложили строгий метод анализа результатов диэлектрических измерений таких систем, появилось достаточно много сообщений об экспериментальных исследованиях суспензий биологических клеток. Так, суспензии печеночных митохондрий исследовали Паули, Пакер и Шван (1960), пневмококков — Паули и Шван (1906), интактных дрожжей — Кога и Акабори (1964), неплотных дрожжей — Сугиура и Кога (1965а) и разрушенных дрожжей — Сугпура и Кога (1965Ь). [c.382]

АСПО в призабойной зоне пласта. Состав, содержащий 70% толу-ольной фракции и 30% нефраса 120/220. закачивался в призабойную зону пласта из расчета 0,7 м на 1 м вскрытой толщины иласта (но не менее 5 м на 1 скважино-операцию).. Закачка производилась передвижными насосными агрегатами (ЦА-320, АН-700) через НКТ с пакером. В качестве продавочной жидкости использовалась пресная вода. Время выдержки скважины от закачки до пуска в работу составляло в среднем 24 ч. [c.37]

Требование к надпакерным жидкостям - неухудшение состояния призабойной зоны при закачке в пласт - не является, на наш взгляд, определяющим для нагнетательных скважин с высоким пластовым давлением, так как в этих условиях исключается проникновение надпакерной жидкости в пласт при ее закачке в скважину или при промывке скважины после срыва пакера. [c.41]

Одной из причин неуспешности операций ТГХВ, очевидно, является то, что при сгорании порохового заряда ДДС при отсутствии пакеров-ки места проредепия процесса основной эф1 ект получается от т еплово- [c.67]

Заслуживает особого внимания введение рабочего агента через рабочий клапан или отверстия в муфте, рвсполояеккые непосредстЕанно над пакером. При атом достигается снижение удельных расходов рабочего агента в большей степени, чем ловншение рабочих давлений [8], [c.104]

В результате сокращения общего времени горения порохового заряда давление в зоне обработки резко возрастает, что приводит к расширению естественных или образованию новых трещин в нефтегазоносном пласте. Относительно быстрое сжигание порохового заряда в скважине позволяет получить необходимое для разрыва пласта давление пороховых газов без использования пакерующего (герметизирующего) скважину устройства. Роль своеобразного пакера в данном случае выполняет столб жидкости, находящийся в скважине. [c.17]

Экстремальные физико-химические условия ТГХВ высокие давления и температура, а рессивная среда — затрудняют проведение экспериментов по непосредственному измерению физических параметров. Однако такие эксперименты были проведены как в промысловых условиях, так и на модели — для технологической схемы с применением пакера. [c.18]

Эксперимент с плавкими вставками, совмещенный с применением комплекса контроля, был проведен на нагнетательной скважине ТГХВ без пакера. Анализ исследований показал, что темпе )атура пороховых газов в скважине превышала 1000 °С. [c.21]

В нижней части перфорированной оболочьси был установлен крешерный прибор для определения максимального давления в замкнутом пространстве скважины, ограниченном пакером. Для определения температуры на корпусе устанавливали набор плавких вставок, позволяющий измерять ее в пределах от 300 до 3400 °С. Через 1 ч после подачи напряжения начали подъем оборудования из скважины. Порох сгорел полностью при давлении в зоне горения около 55 МПа и температуре 1600—1800 °С. Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 4 т/сут (перед обработкой — [c.38]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология