Твердая фаза - буровой раствор
Cтраница 2
Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина - пласт. [16]
Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора имеет место в процессе вскрытия трещинных коллекторов. [17]
Хорошо известно, что частицы твердой фазы бурового раствора проникают в пласт и вызывают снижение проницаемости в результате сужения фильтрационных каналов. Однако, как уже было показано в главе 6, частицы твердой фазы могут проникать в породу только в период мгновенной фильтрации, до образования фильтрационной корки. [18]
Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов. [19]
 |
Показатели осмотической активности фильтрационных корок различных по составу буровых растворов. [20] |
Важное значение имеет степень коллоидности твердой фазы бурового раствора. [21]
Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов. [22]
Предназначен для защиты от зашламления твердой фазой бурового раствора. [23]
Количество проникающего в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора зависит от его качества, значения противодавления на пласт в процессе его вскрытия, степени трещиноватости коллектора, времени контакта бурового раствора с пластом. Цементирование эксплуатационной колонны может также оказывать отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны, в особенности, когда пластовое давление ниже или выше гидростатического. [24]
В табл. 2 приведен среднеарифметический фракционный состав твердой фазы бурового раствора на Сергеевской площади. Видно, что в буровом растворе преобладающими являются абразивные частицы следующих размеров: при бурении на воде - О 15 1 0 мм, а при бурении на глинистом растворе - 0 040 - 1 0 мм. Проведенные исследования показывают, что абразивный износ существует и остается основным. В настоящее время главной задачей является защита опорного узла турбобуров от попадания абразивных частиц. В работе [1] приведены различные способы защиты пяты от попадания абразива, но они не нашли применения в турбобурах. Поэтому, необходимо разработать простую конструкцию защитного устройства пяты турбобуров, позволяющую очистку протекающей жидкости от шлама при бурении на воде и на глинистом растворе. [25]
Для выявления снижения проницаемости под влиянием частиц твердой фазы бурового раствора образец промывают и высушивают, затем в течение 6 ч его прокаливают при температуре 600 С для дезактивации глин, содержащихся в породе. Исследования повторяют в обычной последовательности с использованием на 3 - м этапе испытуемого бурового раствора. В этом случае любое снижение проницаемости отражает ухудшение коллекторских свойств пласта только под воздействием частиц твердой фазы бурового раствора. Для определения глубины их проникновения образец разрезают на тонкие пластинки, начиная с расстояния 0 25 см от поверхности и далее через 1 см, при этом измеряют проницаемость остающейся части образца, пока она не станет постоянной. Подобные исследования необходимо проводить для определения оптимального размера и концентрации частиц, образующих сводовые перемычки. [26]
При непроницаемых стенках ствола и отсутствии корки твердой фазы бурового раствора лучше осуществляется крепление скважин и разобщение пластов, легче спускается обсадная колонна, меньше колебания давления и абсолютное давление при спуске колонны, ее промывке, закачке и продавке тампонажного раствора. При отсутствии фильтрации цементного раствора, сохранении проектного достаточно высокого значения водоцементнего отношения исключаются преждевременное схватывание цемента, чрезмерный рост давлений при продавке, менее вероятен гидроразрыв и недоподъем цемента. Часто пластичная глинистая корка не обеспечивает надежную герметичность кольцевого зазора, так как может быть выдавлена или размыта межпластовыми перетоками. При отсутствии глинистой корки цементный раствор контактирует непосредственно с горными породами и менее вероятен зазор между породой и камнем из безусадочного цемента. [27]
Если по данным плотности и общего содержания твердой фазы бурового раствора окажется, что точка пересечения лежит левее линии АВ1 это свидетельствует о слишком низкой концентрации глинистой составляющей в растворе. В этом случае, особенно при высокой плотности, возможны потеря стабильности бурового раствора и выпадение из него утяжелителя. [28]
 |
Предохранитель манометра с разделителем сред ОАО ВЗБТ. [29] |
Предохранитель манометра предназначен для защиты от зашламления твердой фазой бурового раствора. [30]
Страницы: 1 2 3 4