Cтраница 1
Вскрытие нефтеносных пластов с очисткой забоя пресной водой допускается в исключительных случаях, когда это не создает осложнений при последующем освоении скважины; такое вскрытие может проводиться только по разрешению главного геолога нефтепромыслового управления. [1]
Глубина вскрытия нефтеносного пласта зависит от положений скважины на структуре и наличия ( отсутствия) воды в подошве залежи. С целью улучшения притоки нефти при отсутствии подо - швенной воды нефтяной пласт рекомендуется вскрыть на всю его мощность от кровли до подошвы и даже углубиться на несколько метров. Это углубление, называемое зумпфом, может служить для скопления осадков и песка, поступающего вместе с нефтью из пласта, и самой нефти при эксплуатации скважины. [2]
При вскрытии нефтеносного пласта в результате проникновения фильтрата бурового раствора в пласт образуется эмульсия. [3]
При вскрытии нефтеносного пласта и после проходки по нему в ствол скважины непрерывно поступает нефть, которая смешивается с промывочной жидкостью. [4]
При вскрытии нефтеносных пластов технической водой в заводненной части пласта в основном движется вода и частично происходит вымывание нефти. Последнее следует из того общеизвестного факта, что по мере увеличения заводненной зоны модели пласта коэффициент вытеснения несколько возрастает. [5]
При вскрытии нефтеносных пластов с низким давлением ( истощенных или слабо насыщенных) основной задачей является борьба с - заглииизированиом пор пласта. При применении в качестве промывочной жидкости глинистого раствора последний может проникнуть в пласт и закупорить его поры осаждающимися частицами глины, что в будущем снизит производительность скважины. Поэтому при вскрытии нефтеносных пластов с низким давлением в качестве промывочной жидкости применяют воду или нефть. [6]
Жидкость с плотностью 0 9 г см3 целесообразно применять для вскрытия нефтеносных пластов с небольшим давлением. Плотность же утяжеленных жидкостей может достигать 2 2 - 2 5 г / см3, что дает возможность использовать их в тех случаях, когда давление в нефтегазоносных пластах высокое. [7]
В ноябре 1970 г. с целью изоляции или ограничения притока воды из пласта Д-I и создания условий для вскрытия нижележащего нефтеносного пласта Д - П были проведены две операции по закачке в пласт Д-I жидкости ГФС. [8]
Анализ проводился в сравнении с соответствующими эксплуатационными характеристиками, полученными по скважинам, законченным строительством по базовой технологии, согласно которой скважины имеют обычную конструкцию забоя со вскрытием нефтеносного пласта кумулятивной перфорацией. Для каждой скважины, законченной строительством по Комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов, подбиралась скважина со сходными геологическими и гидродинамическими характеристиками, законченная по базовой технологии. [9]
Анализ проводился в сравнении с соответствующими геологическими и эксплуатационными данными, полученными по скважинам, законченным строительством по базовой технологии, согласно которой скважины имеют обычную конструкцию забоя со вскрытием нефтеносного пласта кумулятивной перфорацией. [10]
Появление пленок нефти и пузырьков газа в глинистом растворе подробно описывают и изучают. Методом люминесценции устанавливают, является ли пленка нефти D глинистом растворе результатом попадания в него нефти или дизельного топлива, используемых для смазки буровых машин и механизмов или в качестве горючего для агрегатов ( котельных, дизелей), или же эта пленка появилась в результате вскрытия нефтеносного пласта. Хроматографмческий анализ газа из бурового раствора дает возможность установить присутствие в нем углеводородов. Анализ пефтей позволяет судить об их качестве и принадлежности к тому или иному типу. [11]
При вскрытии нефтеносных пластов с низким давлением ( истощенных или слабо насыщенных) основной задачей является борьба с - заглииизированиом пор пласта. При применении в качестве промывочной жидкости глинистого раствора последний может проникнуть в пласт и закупорить его поры осаждающимися частицами глины, что в будущем снизит производительность скважины. Поэтому при вскрытии нефтеносных пластов с низким давлением в качестве промывочной жидкости применяют воду или нефть. [12]
Полимерные недиспергирующие суспензии целесообразно применять при бурении в разрезах, сложенных устойчивыми горными породами. Механические свойства устойчивых пород непродуктивных горизонтов практически не изменяются при увлажнении. Промывочные жидкости на углеводородной основе предназначены для вскрытия нефтеносных пластов, отбора керна, разбуривания глинистых пород. [13]
Очень ценные данные получают при внимательном наблюдении за глинистым раствором. Появление пленок нефти и пузырьков газа в глинистом растворе подробно документируют и изучают. Метод люминесценции путем сравнения позволяет установить, является ли пленка нефти в растворе результатом его загрязнения нефтью, используемой на буровой для смазки механизмов, или же она появилась в результате вскрытия нефтеносного пласта. Документируют также все случаи разжижения, перелива и поглощения раствора. При этом отбирают воду, отфильтрованную из раствора, для направления ее на анализ в химическую лабораторию. [14]
Естественно, что с увеличением проницаемости пласта уменьшается время выравнивания давления в приствольной зоне скважины. Далее, чем меньше толщина глинистой корки, тем быстрее выравнивается давление. При одних и тех же значениях проницаемости глинистой корки и пласта, перепада давления между скважиной и пластом, а также при том же качестве бурового раствора время выравнивания давления при вскрытии водоносных и нефтеносных пластов значительно меньше, чем при вскрытии газоносных пластов. Это объясняется влиянием коэффициента пьезо-проводности. [15]