Глинистый цементный раствор

Cтраница 3

В качестве закрепляющего вяжущего вещества могут быть использованы нефтяные битумы и мастики, глинистые, цементные растворы, силикаты натрия, различные смолы и другие жидкие водонерастворимые быстротвер-деющие вещества. [31]

Начальный градиент давления проявляется при фильтрации нефтей с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов, глинистых и цементных растворов и других систем. Однако этот эффект определяется не только свойствами фильтрующей жидкости, но и свойствами пористой среды и характером их взаимодействия. Так, например, начальный градиент давления наблюдается при движении воды через глинизированные и карбонатные коллекторы. [33]

Зависимость вектора скорости V фильтрации от градиента давления. [34]

Начальный градиент давления проявляется при фильтрации нефтей с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов, глинистых и цементных растворов, пен и других систем. Однако этот эффект определяется не только свойствами фильтрующейся системы, но и свойствами пористой среды и характером их взаимодействия. Так, начальный градиент давления наблюдается при движении воды через глинизированные и карбонатные коллекторы. [35]

Полигоны распределения числа операций п в зависимости от относительного объема продавочнои жидкости С, остающейся в колонне. [36]

С другой стороны, на внутренних стенках колонн могут отлагаться адгезионные корки из твердой фазы глинистых и цементных растворов. [37]

Явление пептизации имеет существенное значение в различных производственных процессах, в том числе при получении высокодисперсных глинистых и цементных растворов. [38]

В данном разделе проводится анализ устойчивости движения колонны труб при проведении спуско-подъемных операций Поскольку применяемые в бурении глинистые и цементные растворы являются тиксогропными средами, то при постановке задачи учитывается зависимость вязкости жидкости от концентрации разрушенных связей. [39]

Нефтепромысловая гидравлика имеет особенности, связанные прежде всего с изучением движения структурированных ( неньютоновских) жидкостей ( парафинистые нефти, глинистые и цементные растворы и др.) - Природа этих жидкостей вызывает необходимость создания совершенно иной методики и иных приборов для измерения давления, расхода и других параметров. [40]

Таким образом, наблюдаемые релаксационные явления в полимерных системах и глинистых суспензиях могут быть отчасти объяснены упорядочением структуры, перераспределением частиц в глинистых и цементных растворах, коагуляционным струк-турообразованием и гидратацией. [41]

Только что описанной вязкопластической модели удовлетворяют, например, движения таких встречающихся в практике сред, как применяемые на нефтепромыслах для промывания скважин глинистые и цементные растворы х), масляные краски, сточные грязи, а также некоторые пасты. Физическое объяснение особых свойств всех этих жидкостей основывается на представлении о наличии в них при покое некоторой пространственной жесткой структуры, которая в состоянии сопротивляться любому внешнему воздействию до тех пор, пока вызванное им напряжение сдвига не превзойдет соответствующее этой структуре предельное напряжение. После этого структура полностью разрушается и жидкость начинает вести себя, как обычная ньютоновская вязкая жидкость, при кажущемся напряжении, равном избытку т - т действительного напряжения над предельным. [42]

При проводке и освоении мэрских скважин встречается ряд специфических осложнений, связанных с необходимостью кустового раэбуривания большого числа ( до 40) наклонных скважин с одной буровой платформы, спуско-подъемных операций через водоотделнтелъную колонну, применения морской воды для приготовления глинистых и цементных растворов, строгого соблюдения правил безопасности и охраны окружающей среды. [43]

Необходимость применения неньютоновских сред в нефтедобыче возникла в начале нашего столетия в связи с такими проблемами механического бурения скважин, как непрерывный вынос разбуренной породы на дневную поверхность, создание противодавления на стенки скважин для предотвращения обвалообразова-ния и предупреждения газовых выбросов и др. В этой связи развивались гидродинамические исследования движения глинистых и цементных растворов в основном на уровне инженерных рас - четов технологических параметров проводки скважин и вновь создаваемого бурового оборудования. [44]

Анализируя рассмотренные случаи фактического применения метода, можно сделать следующие выводы: 1) мощные нефтяные и газовые фонтаны могут быть ликвидированы закачкой жидкости в продуктивный пласт при реально достижимом количестве наклонных скважин ( даже через одну); 2) закачка жидкости через пласт в, аварийную скважину может привести к существенному снижению дебита пластового флюида и создать предпосылки для ликвидации фонтана другим способом, например, установкой запорной арматуры на устье; 3) практически осуществима прокачка через пласт в аварийную скважину глинистых и цементных растворов и заполнение ими аварийного ствола; 4) по-видимому определенную роль в процессе глушения играет образование трещин гидроразрыва и каналов повышенной проводимости, что отмечалось в работах [28, 30, 33]; 5) существенным параметром, определяющим во многом практический успех операции, является расстояние между забоями аварийной и нагнетательной скважин. В работе [30] отмечено что в 80 % случаев успешного глушения расстояние не превышало 6 м; 6) - задачи гидродинамического расчета, конечной целью имеют получение данных для выбора числа и конструкции наклонных скважин, количества и типа закачивающего оборудования, а также оценку темпа и продолжительности нагнетания. [45]

Страницы: 1 2 3 4