Тяжелый глинистый раствор

Cтраница 1

Тяжелый глинистый раствор не циркулирует в скважине в процессе бурения, а служит для удержания стенок скважин от обрушения и для смазки вращающейся буровой колонны. [1]

Очень тяжелый глинистый раствор может причинить вред газоносному пласту: при высоком гидростатическом давлении на забой часть промывочной жидкости попадает в пласт, что снижает продуктивность скважины. Во избежание этого используют плохо фильтрующийся раствор. Иногда бурение ведут при регулируемом давлении или используют для очистки забоя скважины воздух или природный газ. [2]

Применение утяжеленных и особенно тяжелых глинистых растворов затрудняет электрокаротаж скважин и изучение проходимых газонефтеносных горизонтов, поэтому их следует применять лишь в необходимых случаях. [3]

Газопроявления ликвидируют промывкой скважины свежим более тяжелым глинистым раствором. Необходимо помнить, что при работе с испытательными инструментами нормального ряда прямая и обратная промывка возможны только через циркуляционный клапан, поэтому использование этих инструментов без циркуляционного клапана не допустимо. [4]

Промывочный клапан. а - отверстие для НКТ. б - промывочный канал. в - канал в клапане. г - соединительный вал. [5]

В связи с тем, что основная масса тяжелого глинистого раствора замещена на более легкие ( воду или нефть), гидростатическое давление на пласт в значительной степени снижается и становится меньше пластового давления. [6]

Чтобы предупредить обвалы и выбросы нефти и газа, при бурении пользуются тяжелыми глинистыми растворами с добавкой барита, гематита и других веществ. На устье буровой устанавливают противовыбросные приспособления - превенторы. [7]

При освоении скважин с пластовым давлением выше гидростатического ( при вскрытии пласта перфорацией скважина заполнена тяжелым глинистым раствором) рекомендуется применять трехфазные пены плотностью 1 4 кг / м3 при расходе жидкости 6 л / с. [8]

Резкого перехода от глинистого раствора к нефти избегают, потому что при подъеме в затрубноЯ пространстве тяжелого глинистого раствора и при движении внутри бурильных труб легкой нефти потребуется такое давление в насосе, которое не всегда может быть обеспечено буровыми установками. Поэтому в большинстве случаев прибегаю к кцомывке скважины нефтью путем постепенного добавления ее в приемный чан непрерывно увеличивающимися порциями с последующим переходом на промывку чистой нефтью. Инструмент щда промывке держат под натяжкой, периодически расхаживая его, давая слабину или приподнимая с медленными ударами. [9]

Поступление жидкости или газа в новый ствол уменьшает аварийный выброс и облегчает его ликвидацию путем заливки аварийной скважины тяжелым глинистым раствором. [10]

Для снижения удельного давления глинистого раствора в пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет тяжелый глинистый раствор в фонтанные трубы, откуда он выходит на поверхность. При высоком пластовом давлении скважина начинает фонтанировать и при неполной замене глинистого раствора водой. [11]

Ар - максимальная ожидаемая разница давлений в трубах и затрубном пространстве скважины ( без учета гидравлических потерь на трение), Па; Н - глубина, до которой затрубное пространство заполняется тяжелым глинистым раствором, м; g - ускорение свободного падения. [12]

Необходимо создавать противодавление в скважине для предотвращения проникновения воды из вскрытого горизонта к забою. Оно может быть создано применением тяжелых глинистых растворов уд. [13]

Характерно, что в подобных случаях избыточное давление залежей унасле-дуется перекрывающей глинистой покрышкой. Это в процессе бурения создает значительные трудности, вызывает интенсивные газопроявления, требующие применения тяжелых глинистых растворов и часто служат причиной аварий и осложнений при бурении. Изучение характера указанных проявлений и осложнений, связанных с глинистыми покрышками, перекрывающими газовые ( газоконденсатные) залежи с АВПД, позволяет отличить их природу от проявлений АВПД, образование которых обусловлено влиянием других геологических факторов. В частности, АВПД здесь характерно своими кульминационными проявлениями на своде локальных поднятий при закономерном снижении их интенсивности в направлении погружения складки. Все это позволяет в процессе поискового бурения ( при наличии подобных проявлений АВПД в глинистых покрышках) рассмотреть их как предпосылки, подтверждающие возможность выявления в еще невскрытой части разреза газовых и газоконденсатных скоплений, обладающих большой высотой. [14]

К фонтанировала чистым газом, то иерея началом углубления в скважине прервали приток газа, вытеснив в пласт около 30 ж3 тяжелого глинистого раствора. [15]

Страницы: 1 2