Фильтрат - глинистый раствор
Cтраница 3
Маскет выдвинул предположение, что процессы проникновения фильтрата глинистого раствора в породу при взятии керна и падении давления в нем, при подъеме долота на дневную поверхность моделируют вытеснение нефти водой или закачкой газа, т.е. процессы эксплуатации, относящиеся к пласту в целом. [31]
Когда минерализация раствора превышает верхний предел определения, фильтрат глинистого раствора разбавляют дистиллированной водой в 3 - 5 и более раз, определяют содержание солей в 5 мл фильтрата, полученную величину соответственно умножают на число, характеризующее кратность разведения. [32]
Это га редкое воз деист пне моды пли фильтрата глинистого раствора можно предотвратить, вскрывая продуктивные пласты глинистыми растворами или водой, содержащими поверхностно-активные вещества. [33]
Анализ промыслово-геофизических данных показывает, что при бурении скважин фильтрат глинистого раствора проникает в породы-коллекторы на глубин. [34]
В качестве первой жидкости ( жидкой фазы) применяли фильтраты глинистых растворов, так как сами глинистые растворы не просвечиваются; в качестве второй - нефти различного качества, растворы сульфонола и других поверхностно-активных веществ. [35]
В работе [112] приведены данные о величине зоны проникновения фильтрата глинистого раствора. Как видно из приведенных примеров, огромный труд и средства, затрачиваемые на ускорение проходки скважин, в конечном итоге не достигают цели - время, затраченное на опробование и освоение скважин, остается недопустимо длительным, а скважины вводятся в эксплуатацию с дебитами значительно ниже потенциальных. Поэтому необходимость исследований влияния промывочной жидкости на проницаемость призабойной зоны применительно к конкретным условиям и выработки рекомендаций по предупреждению отрицательного ее влияния остается актуальной. [36]
Чтобы количественно определить проникновение в керн воды, точнее фильтрата глинистого раствора, были сделаны попытки добавлять в буровые жидкости индикаторы. При этом из теоретических соображений предполагалось, что фильтрат глинистого раствора, проникая в пласт, вытесняет только нефть. [37]
В последнее время разработаны методики количественного-определения силиката натрия в фильтратах глинистых растворов. [38]
Чтобы исключить некоторые из этих факторов, связанных с попаданием фильтрата глинистого раствора в поры породы, и оценить влияние глинистых частиц на проницаемость, 36 образцов породы после 24 часов контакта с буровым раствором поместили в аппарат Дина и Старка, где из этих образцов была удалена вода. После того как эти образцы были высушены, определили коэффициент газопроницаемости. Коэффициенты газопроницаемости сравнивались с коэффициентами гоэопро-ницаемости, определенными в начале исследования до глинизации, Ухудшение газопроницаемости с среднем для 36 образцов составляло 1 26 раза. Интересно отметить, гго при изучении влияния бурового раствора, приготовленного на нефтяной основе, на проницаемость породы отмечено, что ухудшение проницаемости после контакта породы с таким раствором не превышало 1 42 раза. Два значения полученные разными путями, 1 26 и 1 42 раза, по-видимому, и характеризуют влияние глинистых частиц бурового раствора на фильтрационную характеристику породы. [39]
Основная особенность образования остаточного нефтенасыщения в промытой области зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт - то, что гидродинамический перепад давления в промытой зоне определяется взаимодействием глинистой корки, зоны кольмата-ции и пласта. [40]
Снижение продуктивности скважин происходит в процессе бурения в результате проникновения фильтрата глинистого раствора или самого глинистого раствора в пркзабойную зону лласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок. Также могут образоваться стойкие эмульсии и может снижаться фазовая проницаемость пород пласта для нефти. При контакте фильтрата глинистого раствора с породами происходит набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта наблюдается и при эксплуатации нефтяных скважин. В связи с падением давления в призабойной зоне пласта происходит нарушение термодинамического равновесия в пластовой системе и из нефти выделяется свободный газ, снижается температура и происходит отложение парафина и асфальтосмоли-стых веществ в породах и трещинах пласта. [41]
В зоне проникновения фильтрата пластовая жидкость в значительной мере замещается фильтратом глинистого раствора. [42]
Как видно из рис. 3 поверхностное натяжение на границе газ - фильтрат глинистого раствора влияет весьма слабо на газонасыщенность системы ф и скорость всплывания газа, хотя, в общем, с увеличением о скорость всплывания увеличивается, в связи с чем величина ср уменьшается. [44]
Численно задача формирования зоны проникновения может быть решена моделированием нестационарной фильтрации фильтрата глинистого раствора в пласт и оттеснения заполняющего флюида ( нефти или газа) при убывающем во времени расходе фильтрата через глинистую корку и зону кольматации. При этом гравитационные силы не учитываются. [45]
Страницы: 1 2 3 4