Замена - буровой раствор
Cтраница 2
Наиболее простым решением явилась бы замена буровых растворов нефтью, как это издавна практикуется при заканчивании скважин. Однако применение ее, так же как и применение одной воды, имеет свои ограничения. Отсутствие тиксотропной структуры делает невозможным утяжеление и удержание выбуренной породы при остановках циркуляции. Неограниченная фильтрация в порис гые пласты и отсутствие фильтрационных корок могут обусловить большие потери нефти, а несовместимость ее с пластовой водой и атмосферными осадками приводит промывочную жидкость в негодность. В связи с этим необходимо вводить в нефть структурообразующие, коркообразующие и другие компоненты, придающие ей новые технологические свойства. [16]
Если скважина после перфорации и замены бурового раствора на воду не проявляет себя, для ее возбуждения прибегают к методу аэрации. [17]
При отсутствии миграции газа операция замены бурового раствора в скважине утяжеленным не представляет сложности, Необходимо придерживаться следующих правил. [18]
 |
Изменение удельной силы страгивания во времени. [19] |
Процесс консолидации развивается по-другому при замене бурового раствора нефтяной ванной. После установки нефтяной ванны сила прихвата не может повышаться вследствие увеличения площади контакта и прекращения роста глинистой корки. Снижение давления под трубой происходит до тех пор, пока практически вся корка под трубой полностью не обезвоживается. Это соответствует максимуму ( точка В) кривых удельной страгивания. Таким образом, при установке нефтяной ванны консолидация происходит при практически полном отсутствии притока флюида под трубу и выравнивании под ней давления за счет превышения гидростатического давления над пластовым и протекает значительно интенсивнее по всей дуге охвата трубы глинистой коркой. Этим объясняется значительное превышение силы страгивания при установке нефтяной ванны. [20]
При вызове притока из пластов заменой бурового раствора газированным в качестве рабочего агента обычно применяют воздух, что иногда приводит к тяжелым осложнениям, связанным с образованием взрывоопасных смесей. Использование воздуха для освоения скважин, продукция которых содержит сероводород, запрещено. [21]
Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды. [22]
Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду. В процессе испытания колонн на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважин. [23]
В отечественной практике заканчивания скважин депрессию на пласт создают заменой бурового раствора в скважине на более легкий ( вода, нефть, газированный раствор, пена) или снижением уровня жидкости в скважине вытеснением сжатым газом ( азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием. [24]
Он должен быть использован в первую очередь в скважинах, где после замены бурового раствора водой не наблюдается притока, а исследование приемистости показывает на отсутствие или на наличие малой связи скважины с пластом. [25]
В практике известно немало случаев, когда после снижения давления на забой путем замены бурового раствора водой или нефтью вызвать фонтанный приток из пласта не удавалось. Однако после неоднократных периодических промывок этой жидкостью пласт начинал работать, и скважина переходила на устойчивое фонтанирование. Такое явление часто можно наблюдать в тех случаях, когда пластовое давление равно забойному или незначительно превышает его. [26]
 |
График вызова притока с помощью пены из скв. 8 Восточно-Первомайская ( забойное давление замеряли на глубине 2100 м. [27] |
В практике известно немало случаев, когда после снижения давления на забой путем замены бурового раствора водой или нефтью вызвать фонтанный приток из пласта не удавалось. [28]
Во избежание контакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией толщиной продуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют по прямой промывке. Водный раствор закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затруб - ное пространство. [30]
Страницы: 1 2 3 4