Плотность - буровой раствор
Cтраница 2
Плотность бурового раствора можно измерять при наличии плотномера с унифицированным выходным сигналом О-10 В, так как преобразователь плотности в комплект поставки комплекса СКУБ-М1 не входит. В комплексе предусмотрена возможность подключения преобразователя плотности к разъему ВПК. [16]
Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения. [17]
Плотность бурового раствора в бурильных трубах в любой момент времени определяет поддерживаемое в них давление, а не расстояние, на которое перемещается утяжеленный буровой раствор вниз по трубам, как в методе ожидания и утяжеления. Следовательно, должен быть построен график, показывающий зависимость плотности бурового раствора от требуемого давления в бурильных трубах, и это давление будет поддерживаться в бурильных трубах после того, как буровой раствор данной плотности достигнет долота. Поэтому необходимо регистрировать время и число двойных ходов, когда плотность бурового раствора в емкостях каждый раз увеличивается на заданное приращение. Двойные ходы насоса ( или время для заполнения бурильных труб до долота) добавляются к ранее определенному значению при поддержании соответствующего давления в бурильных трубах. Начальное и конечное давления циркуляции определяют точно так же, как в описанном методе ожидания и утяжеления. [18]
Плотность бурового раствора при бурении скважины должна поддерживаться достаточно высокой, чтобы не допустить притока пластовых флюидов в ствол, но не настолько, чтобы вызвать образование трещин. При разбуривании пластов с нормальным давлением, когда диапазон регулирования перепада давлений достаточно велик, никаких проблем не возникает. Однако в зонах аномально высокого давления разность между давлением разрыва породы и пластовым давлением становится весьма небольшой. В этом случае большое значение для построения правильного графика использования буровых растворов и проектирования конструкции скважины, сводящих к минимуму опасность осложнений, приобретает возможность надежного прогнозирования пластового давления и давления разрыва породы. [19]
Плотность бурового раствора в емкостях довести до необходимого для глушения значения и непрерывно следить за давлением в бурильных трубах. [20]
Плотность бурового раствора должна исключать превышение избыточного давления на пласт более, чем это установлено нормами, для чего геологическая служба должна прогнозировать пластовые давления с наибольшей точностью. [21]
Плотность бурового раствора, используемого в начале бурения, должна быть по возможности наименьшей. [22]
Плотность бурового раствора р вычисляется как сумма плот-лости раствора, эквивалентной градиенту пластового давления - рн, и величины снижения давления столба бурового раствора ( в эквиваленте плотности) за время отсутствия циркуляции Др: р ри Др. Водоотдачу бурового раствора для снижения интенсивности массообменных процессов рекомендуется иметь мини - ыально допустимую, контролировать водоотдачу следует в усло-впях температуры и давления, близких к скзажинным. [23]
Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. [24]
Плотность бурового раствора рб р выбирается исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов. [25]
Плотность загазированного бурового раствора восстанавливают удалением газа. [26]
Плотность бурового раствора рт определяется как отношение массы данной пробы бурового раствора к ее объему. Плотность зависит от количества твердой фазы в буровом растворе. [27]
При плотности бурового раствора до 1150 кг / м3 сроки загустевания уменьшаются, прочность камня увеличивается, а при большей плотности наоборот, из-за недостаточной седиментационной устойчивости. [28]
Поскольку плотность бурового раствора меньше плотности тампонажного раствора, давление нагнетания в процессе цементирования иногда снижается до атмосферного и даже ниже. С момента поступления тампонажного раствора в кольцевое пространство давление в циркуляционной системе повышается и достигает максимального значения к концу периода цементирования. Если объем тампонажного раствора больше внутреннего объема колонны, минимальное давление достигается в момент, когда тампонажный раствор достигнет башмака колонны. [29]
 |
Диаграмма решений при вероятностях T Q, Г2б2, r26i и T2Q2.| Диаграмма вероятностей. [30] |
Страницы: 1 2 3 4