Исходный буровой раствор

Cтраница 1

Исходный буровой раствор, формирующий фильтрационную корку, должен иметь оптимальный состав твердой фазы, так как последующие обработки растворов малорезультативны. [1]

В исходный буровой раствор из скважины надо ввести 20 % NaCl или пластовой воды, добавить 2 % крахмала ( на сухое вещество) в виде 5 - 8 % - ного раствора. Водоотдача бурового раствора при этом не должна превышать 10 см3 за 30 мин. [2]

Плотность исходного бурового раствора р0 определяют из условия предотвращения поступления из пласта в ствол скважины флюида, выпучивания стенок скважин, осыпей и обвалов пород. [3]

Плотность исходного бурового раствора ( до утяжеления) равна 1 2 г / см3; плановая скорость бурения 500 м / ст. - мес. [4]

Первый цикл выполняют с использованием исходного бурового раствора. Давление в бурильных трубах поддерживают постоянным за счет непрерывного регулирования положения штуцера. Исходное давление на стояке будет равно сумме СДБТ и давления циркуляции при пониженной подаче насоса. Таким образом, во время первого цикла циркуляции давление в обсадной колонне непрерывно изменяется, при этом необходимо удалить из колонны пластовый флюид. По завершении первого цикла циркуляции СДК должно быть равно СДБТ, так как оба колена U-образной трубы заполнены одним буровым раствором. [5]

Пену приготовляют нагнетанием газа ( воздуха) в исходный буровой раствор. Для образования пены лучше всего использовать раствор со следующими параметрами: плотность 1150 - 1200 кг / м3, условная вязкость ( по ПВ-5) 30 - 40 с, показатель фильтрации 6 - 9 см - / 30 мин. В исходный раствор вводят ПАВ, способствующие образованию и стабилизации пены. При бурении с использованием пены устойчивость стенок скважины в сыпучих породах повышается. К недостаткам следует отнести заметное снижение механической скорости проходки в сланцах и липких глинах и трудности с выявлением зон поглощения. [6]

Пену приготовляют нагнетанием газа ( воздуха) в исходный буровой раствор. Расход жидкой фазы поддерживают на уровне 30 - 90 л / мин, газа - 3 - 15 мэ / мин. Для образования пены лучше всего использовать раствор со следующими параметрами: плотность 1150 - 1200 кг / м3, условная вязкость ( по ПВ-5) 30 - 40 с, показатель фильтрации 6 - 9 см3 / 30 мин. В исходный раствор вводят ПАВ, способствующие образованию и стабилизации пены. При бурении с использованием пены устойчивость стенок скважины в сыпучих породах повышается. К недостаткам следует отнести заметное снижение механической скорости проходки в сланцах и липких глинах и трудности с выявлением зон поглощения, если в дальнейшем будет применяться промывка. [7]

Схема закрытой скважины. [8]

Таким образом, жидкость внутри бурильных труб представляет первоначальный исходный буровой раствор, имеющий градиент давления Gm ( МПа / м), в то время, как в кольцевом пространстве находится смесь бурового раствора и пластовых флюидов, градиент которых неизвестен. Пластовые флюиды будут поступать в ствол скважины до тех пор, пока гидростатическое давление бурового раствора в бурильных трубах и СДБТ, а также давление смеси жидкостей в кольцевом и СДК не будут равны пластовому давлению. Когда давления сравняются, дальнейшее поступление пластовых флюидов прекращается, а СДК и СДБТ принимают постоянные значения. Первоначальные давления в закрытой скважине ниже, чем окончательное стабилизированное давление после закрытия скважины. Для достижения стабильных давлений должно пройти определенное время. [9]

Здесь длина / 2Ср определена ранее при условии заполнения скважины исходным буровым раствором плотностью рр. [10]

Видно, что добавка 5: 4 нефти улучшает противоизносные свойства исходного бурового раствора 1 добавка же смеси ГПН-5 еще больше снижает скорость изнашивания долотной стали, а раствор на основе ГПН ( 5: 1) обладает наиболее высокими противоизносными свойствами. Эффективность данной рецептуры раствора подтверждает и фазовый анализ продуктов износа 1 полученных при работе узла трения в различных средах. [11]

Схема измерения деформаций. [12]

Различие модулей упругости, по-видимому, объясняется разным содержанием утяжелителя в исходных буровых растворах. Выдерживание корок в контакте с цементным раствором заметно повышало их модуль упругости. [13]

Приведенные данные свидетельствуют, что ингибиторы СГ и ЩОД не снижают удельное электросопротивление исходного бурового раствора, а поэтому они не оказывают отрицательного влияния на результаты электрометрических работ в скважине. [14]

Член Мц / Vi означает отношение массы утяжелителя, обычно барита, к объему исходного бурового раствора. На практике в расчетах используют значения массы барита ( кг) и объема ( м3) исходного бурового раствора. [15]

Страницы: 1 2 3