Обычный глинистый раствор

Cтраница 4

Определение абсолютных и промышленных запасов нефти, нефтеотдачи пласта, а также содержания хлоридов в погребенной воде основано главным образом на определении водонефтенасыщен-ности кернов. Поэтому очень важно, чтобы в процессе отбора керна посторонняя жидкость не проникала в него и не вымывала содержащуюся в нем нефть и погребенную воду. В этом отношении применяемый в настоящее время метод отбора кернов на нефтяных промыслах при промывке скважин обычным глинистым раствором является неудовлетворительным, особенно при отборе кернов из пластов с низким давлением. В противном случае результаты анализа кернов, отобранных при промывке скважин нефтью, будут неверными, так как часть воды из них будет удалена нефтью или фильтром нефтяного раствора. [46]

Графики для определения расхода. [47]

Наибольшие трудности для бурения с очисткой забоя газообразными агентами встречаются при проходке водоносных горизонтов и обваливающихся пород. Большинство зарубежных специалистов считает, что при продувке забоя воздухом предельный допустимый приток пластовой воды в скважину не должен превышать 10 - 11 л / мин. При поступлении воды в больших количествах применение воздуха становится невыгодным, а скважину целесообразно переводить на бурение с промывкой обычным глинистым раствором или аэризированной жидкостью. [48]

До вскрытия продуктивной зоны используются очистные агенты, обеспечивающие в конкретных геологических условиях ( обвалы, поглощения) безаварийную работу. Своевременное предупреждение поглощения промывочной жидкости при недостаточном охлаждении ствола скважины может предотвратить выброс из скважины горячего флюида. Выбор промывочной жидкости ( очистного агента) зависит от пластового давления, устойчивости пород, обеспеченности буровой необходимыми материалами и организации работ. Обычные глинистые растворы в условиях геотермальных скважин неэффективны, а в продуктивной зоне вообще неприменимы, так как их использование приводит к закупориванию каналов, по которым горячий флюид поступает в ствол скважины. Глинистая корка при температуре - 200 С спекается на стенках скважин, удалить ее весьма трудно, чаще - невозможно. [49]

Тщательное изучение законов изменения объема и поведение связанной воды имеет огромное значение для проектирования разработки месторождений, осуществления мероприятий по воздействию на пласт, а также для подсчета запасов нефти. При определении количества связанной воды рекомендуется использовать специальные скважины. Керн для лабораторных исследований отбирают из скважины, ствол которой при вскрытии пласта заполняется промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в керн нефть при промывке ствола не изменяет содержания связанной воды в нем, в то время как при попадании в образец породы воды из обычного глинистого раствора картина истинного содержания воды значительно искажается. Если при отборе образца керна бурение специальных скважин не применялось, то содержание связанной воды определяют с помощью различных косвенных методов: а) определение зависимости между проницаемостью пласта и водонасыщенностью; б) метод капиллярных давлений; в) метод центрифугирования; г) определение содержания хлоридов в керне. [50]

При бурении в осложненных условиях изменяются требования к глинистому раствору. Он должен обладать качеством, позволяющим предотвратить возможные осложнения или ликвидировать их в самом начале. Для предупреждения и борьбы с поглощениями промывочной жидкости глинистый раствор должен иметь минимальную плотность и обладать достаточными вязкостью, начальным напряжением сдвига и тиксотропностью. Одним из основных мероприятий по предупреждению обвалов стенок скважины и га-зонефтепроявлений является своевременное увеличение плотности глинистого раствора до необходимых размеров. Перечисленным довольно сложным требованиям обычный глинистый раствор, содержащий только воду и глину, даже коллоидную, не в состоянии удовлетворить. При бурении в осложненных условиях необходима физико-химическая обработка глинистых растворов. [51]

Выбор промывочной жидкости имеет важное значение при освоении скважин. Поэтому при вскрытии пластов с безводной нефтью и газом принимаются меры, чтобы не допустить попадания воды в нефтегазо-насыщенный пласт. С этой целью при вскрытии нефтяных пластов с пониженным пластовым давлением применяют промывочные жидкости на нефтяной основе. Нефтеэмульсионные растворы делают уплотнение корки, водоотдача у них значительно меньше. Однако нефть имеет малую плотность и ее не всегда можно применять из-за опасности выбросов. Поэтому бурение до продуктивных горизонтов проводят на обычных глинистых растворах, а затем их заменяют нефтью или тщательно приготовленными растворами на нефтяной основе. [52]

Ему удалось успешно закончить стендовые испытания вибробурения, доказавшие возможность увеличить проходку на долото и механическую скорость бурения. Первые же испытания выявили и слабые стороны вибробурения. Основные из них - частая поломка бурильных труб и быстрый износ забойной машины при работе на глинистом растворе. В течение ряда лет Э. И. Тагиев со своими сотрудниками безуспешно пытался устранить эти недостатки вибробурения. Эюбу Измаиловичу совместно с В. М. Славским и Ф. Ф. Воскресенским удалось создать надежные виброизолирующие устройства, применение которых почти полностью устранило поломки бурильных труб. Была создана и удачная конструкция самой машины, пригодной для работы не только на обычных глинистых растворах, но и на утяжеленных с большим содержанием абразивных частиц. Таким образом, было доказано, что метод вибрационного или ударно-вращательного бурения - прогрессивный, экономичный, имеет большие перспективы, особенно в глубоком бурении. В настоящее время дальнейшей разработкой этого метода занимаются специалисты двух институтов - ВНИИБТ и МИНХиГП им. [53]

Страницы: 1 2 3 4