Cтраница 1
Влияние промывочной жидкости на породу продуктивного пласта индивидуально и зависит, как было показано выше, от многих факторов. [1]
Влияние промывочной жидкости на стойкость бурения сказы-вается не только за счет изменения затрат на ее приготовление и использование, но и вследствие изменения скорости бурения - механической и главным образом коммерческой. [2]
Чтобы определить влияние различных промывочных жидкостей на качество вскрытия пластов, были проведены опытные вскрытия пластов с применением растворов на нефтяной основе, водных растворов ПАВ, глинистого раствора, пен и воздуха. [3]
Для предотвращегага влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта проектировщик должен, исходя из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологичные промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластов применяются: глинистые растворы ( обычные и утяжеленные); безглннистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные ( воздух или природный газ) агенты. Получивший наибольшее распространение в бурении глинистый раствор, обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, является наиболее удобным при бурении. [4]
Для предотвращения влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта необходимо исходить из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологические промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластов применяются глинистые растворы ( обычные и утяжеленные); безглинистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные ( воздух или природный газ) агенты. Наибольшее распространение получил глинистый раствор, так как обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, он является наиболее удобным при бурении. [5]
Для оценки влияния промывочных жидкостей на прихватоопасность в скважинах были сконструированы и изготовлены приборы ФСК-1 и ФСК-2. [6]
Во время бурения скважин под влиянием промывочной жидкости, имеющей положительную температуру, лед, заполнявший пустоты ( поры, трещины или каверны), превращается в воду. Между частицами пород силы сцепления или полностью исчезают, или значительно ослабевают. Происходит осыпание или обвал пород. Обвалившиеся частицы подхватываются циркулирующей жидкостью и выносятся на поверхность. При прекращении циркуляции порода оседает, образуя пробки, прихватывает или заклинивает бурильный инструмент. Увеличение диаметра скважин приводит к снижению скорости потока промывочной жидкости и ухудшению выноса выбуренной породы. Большое содержание шлама вызывает быстрый износ бурового инструмента и оборудования. [7]
Другой причиной ухудшения проницаемости коллектора под влиянием промывочной жидкости является проникновение в него тонкодисперсных частиц твердой фазы ( глинистых частиц и утяжелителя) по крупным порам и тонким трещинам, закрытие этих пор или сокращение их эффективного поперечного сечения. При нормальных условиях глубина проникновения твердых частиц в пористый ( нетрещиноватый) пласт значительно меньше глубины проникновения фильтрата и обычно не превышает нескольких сантиметров. [8]
По данным исследований при измерениях электропроводимости влиянием промывочной жидкости в стволе скважины можно пренебречь практически при сопротивлениях раствора более 0 5 Ом - м и при диаметрах скважин менее 25 см. Влияние вмещающих пород также незначительно при мощности пласта, более чем в 2 раза превышающего размеры зонда. [9]
В связи с этим рассмотрим отдельные аспекты влияния промывочной жидкости на бурильную колонну. Причем анализ многочисленных эмпирических, no - существу, формул для определения коэффициента гидравлического сопротивления К проводить не будем, а для расчетов воспользуемся теми из них, которые наиболее подходят для решения той или иной задачи. [10]
Для обоснования надежности работы ЛБТ целесообразно предварительно исследовать влияние промывочной жидкости на коррозионную стойкость материала бурильных труб и эффективность применения ингибиторов коррозии. Обычно такие исследования проводят в лабораторных условиях на буровом растворе, взятом из скважины, или устанавливают испытываемые образцы из материала труб в циркуляционной системе буровой. [11]
Одним из основных условий вскрытия пласта является предотвращение влияния промывочной жидкости на продуктивную характеристику призабойной зоны. Проникновение промывочной жидкости в пргоабойную зону пласта, как правило, приводит к значительному ухудшению проницаемости пртабойной зоны, от которой существенно зависго производительность скважины. Так, например, когда проницаемость призабойной зоны в 4 раза меньше проницаемости пласта, производительность скважины уменьшается более чем вдвое. Если проницаемость пртабойной зоны приближается к нулю, то дебит скважины также стремится к нулю, независимо от размера зоны пониженной проницаемости. [12]
Одним из основных условий вскрытия пласта является предотвращение влияния промывочной жидкости на продуктивную характеристику призабойной зоны. Проникновение промывочной жидкости в призабойную зону пласта, как правило, приводит к значительному ухудшению проницаемости призабойной зоны, от которой существенно зависит производительность скважины. Так, например, когда проницаемость призабойной зоны в 4 раза меньше проницаемости пласта, производительность скважины уменьшается более, чем вдвое. Если проницаемость призабойной зоны приближается к нулю, то дебит скважины также стремится к нулю, независимо от размера зоны с пониженной проницаемостью. [13]
На показания зондов метода микроСЭЗ в значительно меньшей мере сказывается влияние высокопроводящей промывочной жидкости и глинистой корки, чем на показания обычных микрозондов. [14]
Для оценки качества вскрытия пластов возможно использование результатов лабораторного изучения влияния промывочных жидкостей и их фильтратов на проницаемость кернов. [15]