Фильтрационная корка - буровой раствор
Cтраница 1
Фильтрационная корка бурового раствора формировалась за 30 мин при перепаде давления 3 МПа. Дальнейшее увеличение времени контакта бурового раствора с образцом на глубину проникновения твердой фазы в образец практически не влияло. [1]
Коэффициент трения фильтрационной корки бурового раствора не должен превышать 0 2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. [2]
Многочисленными работами в области грунтоведения и инженерной геологии установлено, что фильтрационные корки буровых растворов, гидратированные слои глинистых пород, некоторые типы горных пород, а также цементный камень обладают полупроницаемыми свойствами и в осмотическом массопереносе могут рассматриваться как полупроницаемые перегородки. Поэтому при бурении и креплении скважин первое из необходимых условий проявления осмотического эффекта, как правило, всегда соблюдается и обеспечивается. [3]
 |
Механизм глинистого блокирования.| Влияние гексаметафос-фата натрия на снижение проницаемости песчаной набивки. [4] |
Этот механизм ухудшения коллек-торских свойств теперь известен как глинистое блокирование, Он аналогичен образованию внешних фильтрационных корок бурового раствора, но в данном случае в местах сужения пор образуются многочисленные внутренние фильтрационные микрокорки. При нагнетании дистиллированной воды в условиях проявления пептизации наблюдаются такие же низкие проницаемости, как и при образовании фильтрационных корок при использовании флокулированных буровых растворов. [5]
Разработана методика использования прибора НК1 для предотвращения и выбора путей ликвидации прихватов бурильной колонны, обусловленных липкостью фильтрационной корки бурового раствора. [6]
 |
Прочность контакта цементного камня с песчаником. [7] |
Как видно из табл. 24, использование ИВС в качестве добавки к цементу позволяет повысить прочность контакта цементного камня с горными породами как при наличии на их стенках фильтрационной корки бурового раствора, так и при ее отсутствии. [8]
Здесь Т1Ц, т ] г, т) б, т) с - пластическая вязкость соответственно цементного и бурового растворов, буферной жидкости и смеси контактирующих жидкостей; тоц, т0г, тоб, т0с - динамическое напряжение сдвига соответственно цементного и бурового растворов, буферной жидкости и смеси контактирующих жидкостей; а - коэффициент, учитывающий расположение скважины в пространстве ( отклонение оси скважины от вертикали); v - скорость движения растворов и буферной жидкости в скважине; Аг - расстояние между стенками скважины и наружной поверхностью трубы; 63 - статическое напряжение сдвига бурового раствора в застойных зонах; бк - толщина фильтрационной корки бурового раствора; ам - сопротивляемость ( прочность) фильтрационной корки бурового раствора смыванию; w - водоотдача цементного раствора; а - величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз; Д, - коэффициент турбулентного переноса; / ион. [9]
Здесь Т1Ц, т ] г, т) б, т) с - пластическая вязкость соответственно цементного и бурового растворов, буферной жидкости и смеси контактирующих жидкостей; тоц, т0г, тоб, т0с - динамическое напряжение сдвига соответственно цементного и бурового растворов, буферной жидкости и смеси контактирующих жидкостей; а - коэффициент, учитывающий расположение скважины в пространстве ( отклонение оси скважины от вертикали); v - скорость движения растворов и буферной жидкости в скважине; Аг - расстояние между стенками скважины и наружной поверхностью трубы; 63 - статическое напряжение сдвига бурового раствора в застойных зонах; бк - толщина фильтрационной корки бурового раствора; ам - сопротивляемость ( прочность) фильтрационной корки бурового раствора смыванию; w - водоотдача цементного раствора; а - величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз; Д, - коэффициент турбулентного переноса; / ион. [10]
Фильтрационные свойства, необходимые для успешного за-канчивания скважины, в значительной мере зависят от природы разбуриваемых пластов. Устойчивые породы низкой проницаемости, такие как плотные карбонаты, песчаники и литифициро-ванные глинистые сланцы, обычно можно разбуривать без регулирования или при слабом контроле фильтрационных свойств. Перекрытие зарождающихся трещин фильтрационной коркой бурового раствора помогает борьбе с кавер-нообразованием, но более важными факторами считаются тип используемого бурового раствора и химический состав его фильтрата. Стабилизацию ствола скважины обеспечивают растворы на углеводородной основе, при использовании которых соленость водной фазы регулируется, чтобы предотвратить набухание глинистых сланцев. [11]
Скин-фактор ( st): В процессе бурения и заканчивания скважины проницаемость породы вблизи ствола скважины может быть изменена. Эта зона измененной проницаемости называется поврежденной зоной. Вторжение бурового раствора, частичек глины, фильтрационной корки бурового раствора и цемента, а также наличие высокой газонасыщенности в зоне вокруг ствола скважины - вот некоторые из причин, вызывающих снижение проницаемости. Тем не менее удачная стимуляция, такая, как кислотная обработка или ГРП, приводят к значительному улучшению проницаемости вблизи скважины, таким образом, уменьшая скин, возникший вследствие повреждения породы. Скин-фактор, определяемый при исследовании скважины, отражает любой физический или механический феномен, ограничивающий приток в скважину. Весь этот скин, возникающий помимо повреждения породы, чаще всего называется псевдоскин. Необходимо отметить, что суммарный скин, включая турбуленцию, может составлять 100 или даже больше в плохо законченных скважинах. [12]
Скин-фактор ( st): В процессе бурения и заканчивания скважины проницаемость породы вблизи ствола скважины может быть изменена. Эта зона измененной проницаемости называется поврежденной зоной. Вторжение бурового раствора, частичек глины, фильтрационной корки бурового раствора и цемента, а также наличие высокой газонасыщенности в зоне вокруг ствола скважины - вот некоторые из причин, вызывающих снижение проницаемости. Тем не менее удачная стимуляция, такая, как кислотная обработка или ГРП, приводят к значительному улучшению проницаемости вблизи скважины, таким образом, уменьшая скин, возникший вследствие повреждения породы. Скин-фактор, определяемый при исследовании скважины, отражает любой физический или механический феномен, ограничивающий приток в скважину. Весь этот скин, возникающий помимо повреждения породы, чаще всего называется псевдоскин. Необходимо отметить, что суммарный скин, включая турбуленцию, может составлять 100 или даже больше в плохо законченных скважинах. [13]
Одним из прямых методов изучения геологического разреза скважин и продуктивных пластов является отбор керна. При бурении скважин в Башкортостане традиционно вскрытие и исследование продуктивных пластов и перспективных горизонтов осуществляется на глинистом растворе. Цри отборе керна колонковыми снарядами, сверлящими ( СКО) и дисковыми призматическими ( ДПК) керноотборниками, спускаемыми на каротажном кабеле, с промывкой глинистыми растворами из-за наличия в них твердой фазы и плохих смазывающих свойств условия промывки и [ отбора керна недостаточно удовлетворительны. Кроме того, отбор керна затрудняется из-за формирования на стенках скважины фильтрационной корки бурового раствора и образования каверн. [14]
Возможность контролирования устойчивости стенок скважин при вращательном бурении благодаря созданию противодавления на стенки скважины и укрепляющему цементирующему эффекту фильтрационных корок современных буровых растворов выходы открытого ствола в процессе проходки глубоких скважин в ряде случаев достигают 3000 м и больше. [15]
Страницы: 1