Cтраница 1
Гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшает механическую скорость бурения, так как оно стремится удерживать частицы породы на первоначальном месте и тем самым помогает породе сопротивляться разрушению. [1]
Обычно гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, благодаря чему предотвращается поступление пластового флюида в скважину. Когда гидростатическое давление становится ниже пластового, флюиды из пласта поступают в скважину. [2]
Так, гидростатическое давление столба бурового раствора, записанное прибором в точке с ( см. рис. 39), должно совпадать с расчетным. [3]
Анализ баланса гидростатического давления столба бурового раствора и порового давления ( табл. 8) показывает, что при равенстве их или небольшой депрессии осыпи и обвалы аргиллитов не наблюдаются, а каверны отсутствуют ( екв. [4]
Обеспечивает величину гидростатического давления столба бурового раствора в скважине, противодавление на коллекторы, повышает устойчивость стенок скважины. Заданную плотность обеспечивают удельным содержанием и плотностью твердой ( дисперсной) фазы раствора или плотностью дисперсионной среды. [5]
Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления. [6]
Значительное превышение гидростатического давления столба бурового раствора принятого удельного веса наблюдается при вскрытии и обработке истощенных пластов в хорошо дренированных коллекторах. По данным В. Н. Воронова и др. в табл. 6 приведена информация о месторождениях Краснодарского края, показывающая, что в некоторых случаях гидростатическое давление глинистого раствора ( рг р) превышает пластовое ( рпп) почти в два раза. [7]
Необходимо рассмотреть возможность дальнейшего снижения гидростатического давления столба бурового раствора и повторения операций, описанных выше. [8]
Нефтегазопроявлениев кольцевом пространстве скважины, вызываемое снижением гидростатического давления столба бурового раствора вследствие его недолива в скважину. [9]
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. [10]
При эксплуатации превентора фирма Хайдрил в подводных условиях бурения гидростатическое давление столба бурового раствора создает дополнительное усилие на пакер универсального превентора, направленное на его открывание. В этом случае требуемое давление закрывания равно давлению закрывания наземной установки плюс компенсирующее давление, образуемое столбом бурового раствора. [11]
При установке ванн ( нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. [12]
Обычно содержание такого газа тем выше, чем ближе значения гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления, причем это особенно проявляется при разбуривании песчаных пластов. Использование этого газа в качестве индикатора аномального давления ограничено малой частотой спуско-подъемных операций и большими вариациями общего времени на них. Наличие такого газа не свидетельствует о необходимости увеличения плотности бурового раствора, если только скважина не начинает проявлять. [13]
Особенность этого пакера заключается в том, что уплотнитель-ный элемент сжимается гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине. [14]
Знак минус соотвествует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление снижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; знак плюс - при спуске колонны. [15]