Cтраница 2
Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора достигается применением комплексных буферных жидкостей. Первая их часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая - жидкостью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для головной части составной буферной жидкости лучшими являются вязкоупругие разделители. [16]
Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков промывочной жидкости достигается применением комплексных буферных жидкостей. Первая их часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая - жидкостью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для головной части составной буферной жидкости лучшими являются вязкоупругие разделители. [17]
Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора достигается применением комплексных буферных жидкостей. Первая их часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая - жидкостью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для головной части составной буферной жидкости лучшими являются вязкоупругие разделители. [18]
Это подтверждается результатами определения среднего значения kr по 65 скважинам с разной мощностью загазированной части пласта. Среднее значение газонасыщенности по всем исследуемым скважинам составило 79 4 7 2 %, что свидетелсьтвует о высокой степени вытеснения нефти газом на первых метрах перемещения газонефтяного контакта в песчаном высокопористом пласте. [19]
Важным и наиболее трудным при моделировании фактором является независимость действия капиллярных сил от размеров модели, в то время как гидродинамический перепад зависит от длины. В лабораторных условиях отношение размеров поровых каналов к размерам целиков намного больше, чем в пласте, что определяет высокую степень вытеснения. [20]
Выводы Говарда и Кларка о необходимости создания высоких скоростей восходящего потока тампонажного раствора в кольцевом пространстве были положены в основу технологии цементирования скважин. Однако выводы, сделанные ими относительно недопустимости проведения работ при низких скоростях, не подтвердились последующими исследованиями [37], в которых показано, что при низких Скоростях достигается высокая степень вытеснения жидкостей, составляющая в среднем не 60, а 90 % и более, если выдерживается определенное соотношение между значениями реологических параметров контактирующих растворов. [21]
Выводы Говарда и Кларка о необходимости создания высоких скоростей восходящего потока тампонажного раствора в кольцевом пространстве были положены в основу технологии цементирования скважин. Однако выводы, сделанные ими о недопустимости проведения работ при низких скоростях, не подтвердились последующими исследованиями Кларка ( 1969 г.), в которых показано, что при низких скоростях достигается высокая степень вытеснения жидкостей, составляющая в среднем не 60, а 90 % и более, если выдерживается определенное соотношение между значениями реологических параметров контактирующих растворов. [22]
Верхнепашийские пласты Д1 Дц, ДТ2, Дхз на обеих площадях имеют сложное прерывистое строение, мозаичную форму залегания различных групп коллекторов, в редких случаях гидродинамически связаны с выше - и нижележащими пластами, в основном не имеют собственной системы добывающих и нагнетательных скважин. Большинство нижнепашийских пластов ( Дг, Дц, Д З) Д:) имеют преимущественно непрерывный характер залегания, часто сливаются с выше - и нижележащими пластами, благодаря чему созданная система заводнения вполне обеспечивает условия охвата и высокой степени вытеснения нефти из этих коллекторов на большей части площади нефтеносности. [23]
Независимо от толкования механизма вытеснения нефти мицеллярным раствором высокая эффективность этого процесса доказана многочисленными экспериментальными исследованиями, а также промысловыми материалами. Следствием практически поршнеобразного вытеснения Мицеллярным раствором насыщающих пласт жидкостей является образование впереди оторочки мицеллярного раствора так называемого водонефтяного вала. Следует подчеркнуть, что высокая степень вытеснения нефти и воды мицеллярным раствором не зависит от г начальных значений насыщенности пласта жидкостями. [24]
В эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду от нагнетательных или от водонефтяного контакта, рекомендуется стремиться к образованию поровоканальной фильтрации. Если скважины располагаются во втором ряду и далее, то наиболее рациональной будет трещинная фильтрация как наиболее эффективная без разрушения породы ПЗП. При близком расположении нагнетательных скважин и водонефтяного контакта образование трещинной фильтрации после кислотной обработки может привести к прорыву воды по трещинам в пласте к забою эксплуатационной скважины и к обводнению последней. В нагнетательных скважинах наиболее рациональна фильтрация жидкости для обеспечения высокой степени вытеснения нефти из породы. [25]
Анализ данных [3, 4] показывает, что основная масса экспериментов была проведена при структурном режиме течения цементного раствора. При турбулентном режиме выполнены лишь отдельные опыты. Поэтому в основу анализа положены исследования, относящиеся к структурному режиму течения раствора р кольцевом пространстве. Проведенными исследованиями не отрицается целесообразность осуществления работ при турбулентном режиме, который считается наиболее эффективным с точки зрения полноты замещения жидкостей, но может быть обеспечен в скважинах только при определенных условиях. Однако, когда достижение турбулентного режима невозможно или нецелесообразно, цементирование ведется при структурном режиме. И в этом случае, как будет показано ниже, может быть обеспечена высокая степень вытеснения жидкостей, если известны закономерности влияния технологических факторов на полноту замещения растворов в скважине. [26]