Влияние - глинистый раствор
Cтраница 1
Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик продуктивного пласта. [1]
Влияние глинистого раствора при вскрыпш и глушении на производительность газовых скважин может быть настолько большим, что первоначальную производительность не удается восстановить даже при увеличении депрессии на пласт в несколько раз. Ниже в таблице 2.13 приведены данные некоторых скважин после капитального ремонта и даны сравнения дебитов и депрессий на пласт с их данными до ремонта. [2]
Влияние глинистого раствора при вскрытии и глушении на производительность газовых скважин может быть настолько большим, что первоначальную производительность не удается восстановить даже при увеличении депрессии на пласт в несколько раз. В табл. 6.7 приведены данные по дебитам некоторых скважин после капитального ремонта, а также сравниваются дебиты и депрессии на пласт после ремонта с их значениями до ремонта. [3]
Степень влияния глинистого раствора на продуктивную характеристику призабойной зоны зависит не только от характеристики пласта, но и от перепада давления ( репрессии на пласт, создаваемой глинистым раствором) на пласт, времени воздействия на пласт, а также от состава воды. [4]
В этом случае влияние глинистого раствора определяется не только поверхностными свойствами фильтрата, но и физико-химическими и особенно реологическими свойствами самого глинистого раствора. [5]
При постоянстве диаметра скважины влияние глинистого раствора незначительно, однако как только прибор выйдет из соприкосновения со стенкой скважины, влияние раствора становится большим. [6]
В соответствии с этим возникла необходимость исследовать влияние глинистого раствора на проницаемость комплекса фильтр - пористая среда с целью разработки технологии восстановления проницаемости ПЗП. [7]
В связи с этим были проведены исследования оценки влияния глинистого раствора на фильтрационные свойства пластов, методика которых позволяла учесть истинные перепады давлений, наличие или отсутствие осевого потока в кольцевом пространстве, температуру восходящего потока, действительное время нахождения пласта под статическим давлением столба промывочной жидкости. [8]
 |
Кривые зависимости ркГмз / Р. [9] |
Лсл 0, меньше р, что объясняется влиянием глинистого раствора в скважине на показания потенциал-микрозонда вследствие ограниченных размеров электродной пластины. [10]
В скважине пружина фонаря прижимает пластину к стенке скважины, устраняя влияние глинистого раствора, заполняющего ствол скважины, на результаты измерений. [11]
Основной промывочной жидкостью является глинистый раствор. Влияние глинистого раствора на производство геофизических исследований, на освоение и последующую эксплуатацию скважины связано с тем, что при вскрытии пласта происходит инфильтрация воды из глинистого раствора в пласт, в результате чего на стенках скважины против проницаемых пластов образуется глинистая корка. При бурении трещиноватых известняков глинистый раствор глубоко проникает в трещины. Под действием инфильтрационной воды происходит разбухание глин, если в породе нефтяного пласта содержатся глинистые частицы. Все это приводит, к снижению проницаемости пласта, последнее сильно затрудняет освоение скважины. Поэтому глинистые растворы, применяемые при вскрытии пласта, должны обладать минимальной водоотдачей и образовывать тонкую, но прочную глинистую корку. [12]
Загрязнение тампонажного раствора промывочной жидкостью заметно снижает прочность камня и увеличивает его проницаемость. В табл. 19 приведены результаты лабораторных исследований по влиянию глинистого раствора на тампонажные, применяемые в Западной Сибири. [13]
Во время замера он прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигается уменьшение влияния глинистого раствора на результат измерений. [14]
Проникновение промывочной жидкости в призабойную зону пласта значительно ухудшает его проницаемость, от которой зависит производительность скважины. Проведенные расчеты показывают, что когда проницаемость призабойной зоны в 4 раза меньше проницаемости пласта, дебит скважины уменьшается более чем в 2 раза. Для сохранения естественной характеристики пласта в призабойной зоне необходимо правильно, с учетом геологических и физико-химических свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов, выбирать промывочную жидкость и избегать создания больших перепадов давления на пласт при его вскрытии. Анализ данных вскрытия продуктивного пласта на месторождениях Краснодарского края показывает, что гидростатическое давление глинистого раствора превышало пластовое в 2 раза. Влияние глинистого раствора при вскрытии пласта и глушении скважины на ее производительность может быть настолько существенным, что в ряде случаев первоначальную производительность вообще не удается восстановить. Поэтому вскрытие пласта и глушение скважины, особенно в условиях низких пластовых давлений, следует производить облегченными промывочными жидкостями на углеводородной основе или в газовой среде. [15]
Страницы: 1