Cтраница 3
Повышенная вязкость Пластовых флюидов, составы которых указывают на существование в них я механизмов термической релаксации. [31]
Предупреждение притока пластовых флюидов в скважину в процессе бурения обеспечивается избыточным давлением бурового раствора на проницаемые пласты. Величина избыточного давления ограничивается сверху так, чтобы не допустить чрезмерного загрязнения в результате фильтрации бурового раствора особенно продуктивных пластов и пластов с пресной водой, то есть ограничена экологическими требованиями. [32]
Признаки появления пластовых флюидов наблюдают на поверхности в форме водяных пачек при притоке в скважину пластовой воды или в виде пенистых пузырей. Газированный буровой раствор характеризуется низкой плотностью на поверхности по сравнению с ее первоначальным значением. [33]
РФ) пластовых флюидов в результате воздействия на пласт реагентом, позволяющие оценить нефте-вытесняющую способность реагента, адсорбцию его породой, установить ФХ-процессы, фазовые переходы и виды коллоидных частиц, входящих в подвижную составляющую остаточной нефти и связанной воды. Проведенные исследования показали следующее. В пластовых условиях поверхностная активность реагентов значительно снижается. Вытеснение нефти растворами композиций реагентов в отличие от воздействия водой является сложным диффузионно-химическим процессом. Водные растворы реагентов ФХ-мето-дов являются неэффективными вытесняющими агентами. Фазовые переходы в пластовых флюидах и вытесняющем агенте, ФХ-процессы установлены в пределах призабойной зоны пласта ( ПЗП), они заметно снижают эффективность вытеснения нефти. [34]
Интенсификацию притока пластовых флюидов осуществляют путем применения различных методов химического, гидромеханического, теплового и комбинированного воздействия на призабойную зону пласта с целью исключения или снижения отрицательного влияния на нее промывочной жидкости и ее фильтрата в процессе вскрытия, освоения, глушения. Проницаемость призабойной зоны уменьшается вследствие засорения механическими частицами поровых каналов, глинизации стенок скважины, повышения влажности породы за счет фильтрата промывочной жидкости. [35]
Неуправляемые перетоки пластовых флюидов ведут к безвозвратным потерям ценного топлива, пластовой энергии, нарушению нормального процесса разработки месторождений и загрязнению окружающей среды. [36]
Предупреждение притока пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины при обычном способе бурения достигается выбором надлежащего значения плотности бурового раствора. [37]
Коэффициенты сжимаемости пластовых флюидов и пород находятся по данным лабораторных исследований соответствующих компонентов пластовой системы, а в случае отсутствия таких исследований - по графическим зависимостям, применение которых нуждается в обоснованной аналогии. [38]
Сведения о реологических кривых пластовых флюидов и простейших расчетных моделях фильтрации неньютоновских систем приведены в гл. [39]
Сведения о реологических кривых пластовых флюидов и простейших расчетных, моделях фильтрации неньютоновских систем приведены в гл. Здесь ограничимся формулировкой наиболее простого нелинейного закона фильтрации неньютоновских жидкостей, в основе которого лежит модель фильтрации с предельным градиентом. [40]
Сведения о реологических кривых пластовых флюидов и простейших расчетных моделях фильтрации неньютоновских систем приведены в гл. [41]
Исследования физико-химических характеристик пластовых флюидов, условий кристаллизации и выпадения парафина из нефти показали, что для нефтей, отличающихся высоким содержанием парафина, температура начала его кристаллизации близка к пластовой. В этих условиях изменение термодинамического состояния пласта может привести к выпадению парафина в виде твердой фазы. Учитывая, что линейные размеры кристаллов парафина ( 5 - 30 мкм) соизмеримы с размерами пор продуктивных коллекторов [152], можно предположить, что происходящие температурные изменения могут отрицательно повлиять на сам процесс фильтрации нефти, процесс вытеснения нефти водой и в конечном счете на степень выработки нефтяных пластов. [42]
При характеристике свойств пластовых флюидов различают свойства пластовой нефти, разгазированной нефти и пластового газа. [43]
Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях. В табл. 1.2 представлены некоторые свойства нефти и эмульсии ряда месторождений в зависимости от способа эксплуатации скважин. [44]
Для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать давление флюидов в порах породы. Поэтому буровой раствор имеет тенденцию вторгаться в проницаемые пласты. Сильных поглощений бурового раствора в пласт обычно не происходит благодаря тому, что его твердая фаза проникает в поры и трещины на стенке ствола скважины, образуя глинистую корку сравнительно низкой проницаемости, через которую может проходить только фильтрат. Буровой раствор приходится обрабатывать с целью обеспечения как можно меньшей проницаемости глинистой корки, чтобы поддержать устойчивость ствола скважины и снизить до минимума внедрение фильтрата бурового раствора в потенциально продуктивные горизонты, что вызывает ухудшение коллекторских свойств. При высокой проницаемости глинистой корки она становится толстой, что уменьшает эффективный диаметр ствола и вызывает различные осложнения, например чрезмерный момент при вращении бурильной колонны, затяжки при ее подъеме, а также высокое давление при свабировании и значительные положительные импульсы давления. Толстая корка может вызвать прихват бурильной колонны под действием перепада давления, что приводит к дорогостоящим ловильным работам. [45]