Эквивалентная плотность - буровой раствор
Cтраница 2
Добавка морской воды к буровому раствору во время разбу-ривания нижней части песчаного пласта на глубине Af ЗОО м, вероятно, отразилась на показаниях малого потенциал-зонда. Увеличение минерализации бурового раствора уменьшает удельное сопротивление пород в прискважинной зоне, которое будет сильнее всего воздействовать на сигнал малого потенциал-зонда. Поэтому на рис. 10.17 у значения эквивалентной плотности бурового раствора 1270 кг / м3 поставлен знак вопроса. [16]
Гидравлические испытания пород обычно проводят у башмака обсадной колонны, спущенной ниже направления. В программе бурения должен быть оговорен минимально допустимый градиент давления, выраженный через эквивалентную плотность бурового раствора. Значение минимально допустимого градиента давления разрыва породы базируется на ожидаемой перед спуском следующей обсадной колонны максимальной плотности бурового раствора. [17]
Чьей предлагает в качестве критерия для определения скорости подъема шлама использовать давление бурового раствора на забое скважины. При увеличении восходящей скорости раствора объемная доля твердой фазы снижается, уменьшается средняя плотность р /, а вместе с ней и гидростатическое давление. Естественно предположить, что существует оптимальная скорость восходящего потока, которой соответствует минимальное значение средней эквивалентной плотности бурового раствора. [19]
Разуплотненные глины переходных зон характеризуются повышенной способностью к пластическому течению. Если перепад давлений направлен в сторону скважины, то глины будут выжиматься в ее ствол, приводя к образованию сужений. Увеличение вращающего момента более заметно при наличии в компоновке низа бурильной колонны центраторов. Этот способ целесообразно использовать для подтверждения показаний о неуравновешенности забойного давления, полученных другими методами. Согласно работе [5] увеличение вращающего момента становится заметным при перепаде давлений, равном примерно 0 12 г / см3 эквивалентной плотности бурового раствора. [20]
Уменьшение диаметра скважины может быть установлено по увеличению крутящего момента на роторе при фиксированном значении нагрузки на долото и частоте вращения долота. Увеличение вращающего момента при возникновении сужения ствола более заметно, если в компоновке низа бурильной колонны есть центраторы или калибраторы. Возникновение сужений свидетельствует, как правило, уже о наличии превышений порового давления над давлением в скважине, т.е. о наступившей недоуравновешенности забойного давления. Этот способ, как правило, не имеет самостоятельного значения и рекомендуется для подтверждения и проверки выводов о вхождении в зону АВПД, полученных другими методами, т.е. представляет собой дополнительный индикатор давления. Согласно сведениям В.Д. Борела и Р.Л. Люиса [4], увеличение вращающего момента на роторе становится хорошо заметным уже при перепаде давлений между пластом и скважиной, равном примерно 0 12 г / см3 эквивалентной плотности бурового раствора. При меньших значениях перепада давления пластические деформации глин в призабойной зоне могут не оказывать заметного влияния на величину вращающего момента на роторе и его изменение может остаться незамеченным. [21]
Страницы: 1 2