Cтраница 1
Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости. [1]
Буровые и цементные растворы по своим физическим, структурно-механическим свойствам в процессе расширения трещины значительно отличаются от жидкостей разрыва, применяемых в нефтедобыче. Они также являются вязкопластическими жидкостями, но имеют высокую водоотдачу. [2]
Поглощение буровых и цементных растворов при цементировании скважин может быть вызвано в результате неправильного выбора буферной жидкости или тогда, когда ее по каким-либо причинам вообще не применяют. [3]
В буровых и цементных растворах наибольшее значение имеют процессы, происходящие на границе раздела фаз, которые могут носить физический и химический характер. [4]
Сгущение при смешении буровых и цементных растворов не всегда одинаково и опасно. Оно определяется составом твердой фазы растворов и их химической обработкой. В некоторых случаях смешение растворов не приводит к образованию загустевшей массы. Отсюда следует, что если необходимо применять и выбирать буферные жидкости для разделения буровых и цементных растворов, то следует принимать во внимание свойства этих растворов и их способность загустевать при смешении. [5]
Для изучения смешения буровых и цементных растворов эти выводы представляют практический интерес, так как один из способов определения параметров потока заключается в том, что в трубопровод закачивают порцию соли. Строят график изменения концентрации соли в растворе во времени и определяют среднюю скорость потока. [6]
Вытеснение и смешение буровых и цементных растворов и буферных жидкостей определяется многими факторами. [7]
ММЦ предложена для обработки буровых и цементных растворов ВНИИКРнефтью. Она представляет собой водорастворимую волокнистую массу белого цвета с любым оттенком. [8]
При помощи конуса АзНИИ i буровых и цементных растворов с смесей должна быть не ниже рас жидкостей. [9]
Возможности адекватного описа-ния процессов течения буровых и цементных растворов аналитическими зависимостями ограничены и другими причинами, например эффектом скольжения и нестационарным реологическим состоянием буровых ( цементных) растворов. [10]
Поровое пространство закупоривается твердыми частицами буровых и цементных растворов, проникающих в пласт под действием гидростатического давления. [11]
Анализ показывает, что, поскольку используемые буровые и цементные растворы обрабатываются различными хнмическгми реагентами, при смешении их вследствие коагуляционных процессов образуется иная жидкость с иными свойствами по прока-чиваемостп, срокам схватывания и другим показателям. [12]
Исследования показывают, что некоторые системы буровых и цементных растворов проявляют неравновесные свойства, выражающиеся в наличии релаксационных явлений в дисперсных системах. Это связано с упорядочением структуры системы во времени и характеризуется продолжительностью переходных процессов. [13]
Все приборы, используемые для определения фильтрации буровых и цементных растворов, основаны на измерении под давлением. Даже в приборе ВМ-6, предназначенном для измерения водоотдачи при атмосферном давлении, тяжесть штока передается на суспензию и под избыточным давлением производится отфильтровывайие воды. Вполне естественно, что замерить фильтрацию сжимаемой жидкости на нем невозможно, так как объем налитого раствора моментально кратно уменьшается. [14]
Говорится о том, что негативное воздействие буровых и цементных растворов на пласты при проведении кумулятивной перфорации может усилиться глубинным проникновением чистых жидкостей с неограниченным показателем фильтрации и заменой пор с различной размерностью на осредненную микротре-щиноватость. При этом зону поражения ПЗП не подразделяют на участки, подвергшиеся проникновению твердой фазы и фильтров растворов, не классифицируют толщины разрушенной зоны. Однако считают, что в контексте повышения производительности скважины мощный перфоратор должен простреливать глубину, в 1 5 раза превышающую глубину предыдущего повреждения пласта. [15]