Cтраница 2
При определении тд используют образцы керна, отобранные при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в аппарате Дина и Старка или АП-4, сушат до постоянной массы при 105 - 107 С. [16]
При определении / пд используют образцы керна, отобранные при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в аппарате Дкна и Старка или АП-4, сушат до постоянной массы при 105 - 107 С. [17]
Анализ износа отдельных элементов шарикового подшипника, отработанного на растворе со смазочной добавкой и обычном глинистом растворе, позволяет сделать вывод, что ввод смазочной добавки способствует снижению износа всех элементов подшипника. [18]
При определении компонентной насыщенности породы продуктивного пласта по керну, отобранному в процессе бурения при промывке обычным глинистым раствором, и использований обычных керноотборных снарядов необходимо прибегать к самым различным методикам уточнения начального распределения флюидов. Следует учитывать изменения насыщенности из-за потерь в результате изменения давления и температуры при подъеме керна и возможную промывку породы фильтратом промывочного раствора. [19]
КМЦ, гипаном, крахмалом и др.), которые в присутствии соли снижают предельные напряжения сдвига обычных глинистых растворов. [20]
Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость. Величина ан должна быть известна по результатам анализа керна, отобранного на безводном растворе. Величина тд при вытеснении нефти водой может быть установлена также электрометрическими методами. [21]
Для определения конечного коэффициента вытеснения следует использовать результаты анализа кернов, отобранных только лишь в нефтеносной части пласта при промывке скважин обычным глинистым раствором или водой. [22]
Косвенные способы определения количественного содержания ( но не состава) погребенной воды - по лабораторным исследованиям кернов, отобранных при бурении на обычных глинистых растворах ( методами центрифугирования, капиллярной вытяжки и капиллярных давлений), или по материалам промыслово-геофизических исследований скважин - для своего применения требуют контроля прямым методом, а также знания условий формирования залежи, минерализации ( удельного сопротивления) погребенной воды и ряда других условий. [23]
Водоотдача суспензий палыгорскита в пресной воде сравнительно велика ( 20 - 30 см3), но при добавке солей она, в отличие от обычных глинистых растворов, не возрастает. Поэтому при не очень высоком требовании к водоотдаче раствор палыгорскито-иого порошка может применяться без дополнительной химической обработки. [24]
Диски пяты имели износ в среднем 2 - 2 5 мм, в то время как при работе однотипных турбобуров в аналогичных условиях на обычных глинистых растворах износ дисков составляет 4 - 5 мм. [25]
В заключение делается вывод, что основными факторами, определяющими эффективность выноса шлама, являются скорость потока и реологические свойства промывочной жидкости, причем при обычных глинистых растворах достаточно иметь скорость промывки 15 м / мин. [26]
Если результаты оценки реологических свойств пластовой нефти показывают, что нефть в пластовых условиях определенно обладает структурно-механическими свойствами, то возможны большие погрешности при определении коэффициента вытеснения по данным анализа керна, отобранного при промывке бурящейся скважины обычным глинистым раствором. Эта погрешность может быть обусловлена охлаждением пластовой жидкости в зоне, прилегающей к колонковому долоту, и в связи с этим резким увеличением ее структурно-механических свойств по сравнению с теми, которые наблюдаются в процессе разработки залежи нефти. [27]
Для прогнозирования нефтеотдачи коллекторов на стадии проектирования с использованием формулы ( 377) необходимы результаты анализа керна, взятого из всей толщи нефтеносных отложений в нескольких оценочных скважинах при промывке одних скважин раствором на нефтяной основе, других - водой или обычным глинистым раствором на водной основе. Минерализация воды или фильтрата глинистого раствора должна существенно отличаться от минерализации погребенной воды в нефтяной или газовой залежи. [28]
Допустимо ли в этих условиях - применение обычного глинистого раствора. Конечно, температура высока, но ведь и давление - полторы тысячи атмосфер - нешуточное. Известно же, что с повышением давления температура кипения возрастает и, значит, при давлении в 1500 атм как будто можно надеяться, что глинистый раствор сохранит свои свойства. [29]
Для получения информации о действительной нефтегазоводонасы-щенности коллекторов иногда прибегают к отбору керна с применением глинистых растворов, содержащих те или иные индикаторы. Однако применение таких растворов, как и обычного глинистого раствора, не может обеспечить установление истинного содержания погребенной воды в залежи, так как, согласно исследованиям [192], часто наблюдается полная промывка керна фильтратом глинистого раствора, при которой вытесняется и погребенная вода. Поэтому наиболее ценна, если не единственно объективна, комплексная информация по керну, отобранному при применении водных и безводных растворов. Эта информация должна быть также контролирующим критерием интерпретации результатов геофизических исследований скважин. [30]