Розчину, шкалою Мооса
кг/м3
Кальцит 2600-2800 З
Доломіт 2800-2900 3,5-4
Целестит 3700-3900 3-3,5
Сидерит 3700-3900 3,5-4
Барит 4200-4700 2,5-3,5
ільменіт 4500-5100 5-6
Магнетит 4900-5200 5,5-6,5
Гематит 4900-5300 5,5-6,5
Галеніт 7400-7700 2,5-2,7
Всі обважнюючі добавки за густиною поділяють на три групи: низької Гус-тини (2600— 2900 кг/м3) — мергель, крейда, вапняк, доломіт; середньої густини (3800—5000 кг/м3) — сидерити, барити, залізовмісні сполуки; підвищеної густини (6000 —7000 кг/м3) — концентрати свинцевих руд, залізисто-миш'якові руди й ін.
Баритовий обважнювач бурових розчинів одержують головним чином з флотаційних баритових концентратів. Якість сухого баритового обважнювача регламентується відповідними характеристиками (табл.5.3).
Таблиця 5.3
| Гатунок баритового обважнювача | Вміст*, % | Густина, кг/м3, не менше | |||
| Сірчанокислог барію (не менше) | водорозчинних солей (не більше)** | фракцій розміром 5 кмк (не більше) | |||
| Перший | 0,30 | ||||
| Другий | 0,35 | ||||
| Третій | 0,35 |
* Води не більше 1,5 %.
** Кальцію не більше 0,05 %.
Підвищення якості баритового обважнювача досягається шляхом додаткової його обробки перед сушкою або при помолі, наприклад фосфатами, полімерами, поверхнево-активними речовинами. Це сприяє гідрофілізації поверхні частинок бариту,зв'язуванню іонів кальцію та попередженню коагуляції розчину.
Використання залізовмісних обважнювачів (гематитів, магнетитів, ільменітів) порівняно з баритовим є обмеженим, оскільки висока абразивність і магнітні властивості цих обважнювачів негативно впливають на довговічність бурильного інструменту й обладнання. Незважаючи на це, внаслідок великої густини, їх використання в окремих випадках необхідне. Якість залізистих обважнювачів регламентується такими характеристиками (ТУ39-053-74): густина - не менше 4150 кг/м3; вміст вологи - не більше 12,0 %; вміст водорозчинних солей - не більше 0,3 %; вміст кальцію - не більше 0,05 %.
В окремих випадках для одержання бурових розчинів густиною понад 2300 мг/м3 використовують свинцеві обважнювачі. Основний мінерал свинцевих руд галеніт має густину 7400—7700 кг/м3 і твердість за шкалою Мооса - 2,5—2,7.
Для обважнення бурових розчинів при закінченні буріння свердловини використовують кальцит, доломіт, сидерит, що добре розчиняються мурашиною і соляною кислотами.
Дисперсійним середовищем для бурових розчинів є вода (прісна чи мінералізована, зокрема морська) або вуглеводневі рідини (нафти чи нафтопродукти, передусім дизельне пальне).
Вода порівняно з іншими рідинами характеризується найвищими поверхневим натягом, діелектричною константою, питомою теплотою плавлення, теплотою пароутворення і вираженою здатністю розчиняти різні речовини. Полярною будовою молекули води пояснюється її тенденція до утворення водневих зв'язків. У воді дисоціюють солі, кислоти, основи.
Склад води визначає вибір глини і хімічних реагентів. Так, якщо у воді місти-ться понад 5% солей, то бентонітові глини втрачають властивості структуроутво-рення. Тому в таких випадках застосовують спеціальну технологію приготування бурового розчину (наприклад, заздалегідь гідратують глину в прісній воді, модифікують солестійкими полімерами, а потім додають мінералізовану воду) або використовують для цього солестійку глину (наприклад, палигорскіт).
Нафта і нафтопродукти є основою для приготування розчинів на вуглеводневій основі. При виборі нафти враховують вміст в ній асфальтенів, смол,легких фракцій. Для зниження температури спалаху нафти її вивітрюють чи прогрівають з метою вилучення розчинених газів і легких фракцій. Для цього використовують також адсорбційно-активні дисперсні речовини, здатні поглинати низькомолекулярні вуглеводні. В приготуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі як середовищу віддають перевагу дизельному пальному.
Для поліпшення фізико-хімічних і технологічних властивостей бурових розчинів використовують різні хімічні реагенти: понижувачі в'язкості, пептизатори і диспергатори, захисні високомолекулярні колоїди, змащувальні та інгібуючі добавки і ін. За призначенням і фізико-хімічною дією на дисперсні системи розчинів хімічні реагенти поділяють на загальні та спеціальні.
Для надання буровому розчину спеціальних властивостей (інгібуючих, зма-щувальних, емульгуючих і інших) або для підвищення ефективності реагентів за-гального призначення (усунення піноутворення, термічної і ферментативної несті-йкості, агресивного впливу полівалентних іонів, сірководню і інших) використо-вують неорганічні електроліти, ароматичні аміни, аміноспирти, алкилфеноли, силоксани, солі високомолекулярних органічних сполук, оксиетильовані органічні сполуки, вищі жирні спирти і кислоти, полімери, співполімери і ін.
Показники якості бурових розчинів. Технологічні властивості ПР характеризуються густиною, структурно-реологічними і фільтраційними параметрами, змащувальною та охолоджуючою здатністю, поверхневою активністю, активністю взаємодії з породою, що розбу-рюється. Регулюються вони шляхом комплексної фізико-хімічної дії на полідисперсну систему, якоюєПР.
Найбільшого поширення набули такі методи регулювання властивостей ПР: обробка хімічними сполуками неорганічного і органічного складу, розчинення, концентрування, ме-ханохімічна активація і диспергування шляхом перемішування при тепловій дії чи без неї. Відомі також такі методи, як намагнічення, електрична та ультразвукова обробка.
Значною мірою технологічність ПР визначається їх здатністю до збереження основних ознак дисперсної системи в часі - ступеня дисперсності та рівномірності розподілу дисперсної фази в дисперсійному середовищі.
Знання основних факторів стійкості дисперсних систем і причин, що зумов-люють її порушення, дає змогу обгрунтувати методи регулювання властивостей ПР під час буріння.
Для одержання об'єктивної інформації про властивості бурових розчинів та своєчасного виявлення їх відхилення від проектних значень контролюють показники якості. Нормативні значення показників якості для кожної свердловини наведені в геолого-технічних нарядах.
Контроль, що здійснюється на бурових, тільки приблизно описує поведінку розчину в свердловині. Більш детальні дослідження виконуються в спеціалізованих лабораторіях.
Контрольні параметри бурового розчину поділяють на три групи: обов'язкові для всіх свердловин - густина, умовна в'язкість, статична напруга зсуву через 1 і 10 хв, показник фільтрації, товщина фільтраційної кірки, концентрація іонів водню, концентрація твердої фази; обов'язкові для свердловин, що перебувають в ускладнених геологічних умовах - показник фільтрації при підвищених температурах, вміст газу, гранична динамічна напруга зсуву, пластична в'язкість, ступінь мінералізації, вміст іонів магнію, кальцію, калію, натрію, хлору, сульфату, твердої фази і нафти, напруга електропробою (для емульсійних розчинів на вуглеводневій основі); необов'язкові - динамічна напруга зсуву і пластична в'язкість при підвищених температурах і тисках, статична напруга зсуву при підвищених температурах, напруга зсуву фільтраційної кірки, змащувальна здатність, ступінь відновлення проникності кернів, міжфазний натяг фільтрату бурового розчину.
Пристрої для приготування і очистки бурових розчинів. Приготування бурових розчинів є складовою частиною технології промивки свердловин і охоплює ряд послідовних операцій: підготовку дисперсійного середовища, змішування з ним дисперсної фази, обваж -нення, хімічну обробку тощо. Для приготування бурових розчинів використовуються блок приготування розчинів БПР-70 або БПР-40 з виносними гідроежекторними змішувачами і завантажувальними лійками, чани циркуляційної системи, гідравлічні та механічні пе-ремішувачі, диспергатор, помпи.
Блоки БПР-70 і БПР-40 призначені для приготування і обважнення бурового розчину, а також для збереження запасу сипучих матеріалів на свердловині, на якій здійснюється буріння. Блок БПР-70 складається з двох вертикальних металічних силосів з всадними рамами, з'єднаних у загальний блок. В комплект блока входять два виносних гідрозмішувчі ежекторного типу, які з'єднані з силосами гофрованими шлангами. Порошкоподібний матеріал (глина, барит та інші) з силосу по гофрованих шлангах подається в гідрозмішувач, де змішується з робочою рідиною. Блок БПР-40 відрізняється від блока БПР-70 тим, що він обладнаний двома циліндричними телескопічними силосами та завантажувальним пристроєм з тарілчастим подавачем. Завантажувальний пристрій міститься на нижній нерухомій частиш силосу. Принцип роботи блока БПР-40 практично не відрізняється від принципу роботи блока БПР-70.
Основна функція перемішувачів - не допустити розшарування бурового розчину і забезпечити рівномірний розподіл його компонентів в усьому об'ємі циркуляційної системи. Для приготування, обробки і циркуляції бурового розчину застосовують гідравлічні та механічні перемішувачі.
Промисловість виготовляє гідравлічні перемішувачі трьох типів: 4УПГ, ПГ та ПГС. Пе-ремішувач 4УПГ складається з корпуса, стовбура, який крутиться в трійнику, і закріпленої на консолі стовбура насадки. Рухомі з'єднання виконані таким чином, що стовбур з насадкою має змогу повертатися у двох взаємно перпендикулярних площинах, забезпечуючи тим самим будь-який напрям струменю. Повертаючи стовбур, направляють струмінь бурового розчину в застійні та найбільш віддалені від прийому помпи зони, тим самим забезпечуючи зрушення і гомогенізацію всього об'єму бурового розчину, диспергування твердої фази та емульгування рідких компонентів для приготування емульсійних розчинів.
Гідравлічний перемішувач з самостійним обертанням ПГС перемішує рідину без втручання оператора. Буровий розчин, який нагнітається помпою в стовбур перемішувача, з великою швидкістю витікає з насадок в протилежних напрямках. Реактивна сила пари, що виникає при цьому, змушує обертатися хрестовину у підшипнику, в результаті чого змінюється напрям дії струменя з деякою постійною швидкістю, яка залежить від робочого тиску помпи та реологічних властивостей бурового розчину. Основним недоліком перемішувача типу ПГС є те, що напрям дії струменя бурового розчину змінюється тільки в одній площині.
Для циркуляційних систем бурових установок виготовляються механічні перемішувачі ПМ, ПМ1, ПМ2, ПЛ1, ПЛ2. Перемішувач ПМ складається з двигуна-редуктора, проміжного вала та перемішуючого органу. На перемішувачі ПМ1 встановлений вибухозахищений електродвигун, а перемішувач ПМ2 відрізняється від перемішувача ПМ1 спрощеним кріпленням проміжного вала. Головною перевагою механічних перемішувачів ПЛ, і ПЛ2 є те, що вони обладнані комбінованим турбінно-пропелерним перемішуючим органом, який дає змогу значно підвищити ефективність перемішування бурових розчинів. Крім того, їхня конструкція спрощена, а замість дефіцитного двигуна-редуктора МПО2-15В-5,5/45,5 використовуються редуктори масового виробництва.
Механічний перемішувач з комбінованим перемішуючим органом створює в буровому розчині перехресні потоки зразу в декількох площинах, в результаті чого забезпечується його інтенсивне перемішування, попереджується випадання обважнювача на дно чанів, виключається наявність застійних зон у розчині.
Навіть при інтенсивному перемішуванні гідравлічними і механічними переміщувачами буро-ьий розчин довгий час залишається нестабільним внаслідок нестабільності дисперсного складу суспензії (для глинистих розчинів) або емульсії (для розчинів на вуглеводневій основі). Для пришвидшення гідратації глини у воді й емульгування масла (або води) в дисперсійному середовищі використовують диспергатор. Останній дає змогу при меншій витраті матеріалів забезпечити задовільні показники розчину.
Принцип дії механічного диспергатора ДГ-1 базується на тому, що при співударі висо-кошвидкісних зустрічних струменів з керамічних, металокерамічних або твердосплавних насадок в камері з обмеженим об'ємом виникають кавітаційні явища, ультразвук та інші ефекти, які інтенсифікують процеси диспергування. Оброблені таким чином суспензії чи емульсії надалі не змінюють своїх властивостей під впливом менш потужних диспергуючих ефектів, які виникають при роботі помп, турбобурів, доліт та інших механізмів в процесі буріння свердловини. Крім того, проходить додаткове подрібнення глиноматеріалів, нафти і бітуму, в результаті чого для отримання бурового розчину з одними і тими ж показниками цих матеріалів і хімічних реагентів (стабілізаторів, емульгаторів) необхідно менше.
Очистка бурових розчинів від шламу потребує першочергової уваги, оскільки частинки вибуреної породи, які потрапляють у розчин, негативно впливають на його основні технологічні властивості, а в кінцевому рахунку і на техніко-економічні показники буріння. Для очистки бурового розчину від шламу використовують різні механічні пристрої, вібраційні сита, блоки паралельно з'єднаних гідроциклонів (піско- і намуловідділювачі), сепаратори (блоки гідроциклонів у комбінації з віброситом), глиновідділювачі (гідроциклони, які працюють за оберненим циклом, центрифуги). В найбільш несприятливих умовах, коли буровий розчин інтенсивно збагачується тонкодисперсними частинками, його перед очисткою обробляють реагентами-флокулянтами (поліакриламідом, метасомМ-14і ін.).
Буровий розчин очищають за допомогою вібраційного сита шляхом просіювання через вібруючу сітку. Головними факторами, які визначають якість очистки і пропускну здатність вібросита, є розмір вічок сітки та площа просіюючої поверхні. Для очистки бурового розчину від шламу вібросита обладнують сітками з розміром вічок 0,16x0,16; 0,20x0,20; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,9хО,9мм. Сітки для вібросит, як правило, поставляють у вигляді касет з боковим обрамленням для зручної натяжки при їх установці.
Висока ефективність очистки бурового розчину двоярусним віброситом ВС-2 досягається внаслідок того, що спочатку розчин проходить попередню грубу очистку на його верхній сітці, а потім більш тонку очистку на нижній. Вібросито ВС-2 комплектується сітками з вічками розміром 0,9x0,9; 0,63x0,63; 0,55x0,55; 0,45x0,45; 0,25x0,25; 0,2x0,2; ОД 6x0,16мм.
Гідроциклонні установки використовують для додаткової очистки бурового розчину від шламу. Принцип їх дії базується на розділенні суспензованих частинок за масою під дією інерційних сил, що виникають у вихровому потоці гідроциклону.
Пісковідділювач ПГ-50 призначений для очистки необважненого бурового розчину від частинок вибуреної породи розміром понад 0,08—0,10мм. Він входить до складу циркуляційної системи і використовується для очистки бурового розчину після вібросита.
Після очистки на віброситі буровий розчин подається під тиском 0,2—0,3 МПа в поста-чаючий колектор, звідки надходить в гідроциклони, де очищається від шламу. Шлам з невеликою кількістю розчину вивантажується через піскову насадку в шламозбірник. Очищений буровий розчин з гідроциклону надходить до зливної насадки і далі - у зливний колектор, а звідти по зливних трубах-стійках - в чан (або жолоб) циркуляційної системи.
Намуловідділювач ИГ-45 призначений для очистки необважненого бурового розчину від частинок вибуреної породи розміром більше 0,03—0,04 мм. Він входить до складу циркуляційної системи і використовується для очистки розчину після вібросита і гасковідділювача.
У процесі буріння свердловин можливе насичення бурового розчину пластовим газом, повітрям, а також його запінення. Внаслідок цього погіршуються технологічні властивості розчину: зменшується густина, збільшуються статичне напруження зсуву і в'язкість. Для попередження ускладнень, що зв'язані з загазуванням бурового розчину, використовують методи механічної та вакуумної дегазації.
Для дегазації бурового розчину найчастіше застосовують вакуумні дегазатори періодичної дії. Вони обробляють розчин порційно. В період всмоктування рідини і її дегазації в камері створюється вакуум, а в період зливу дегазованої рідини вона сполучається з атмосферою. За таким принципом працює двокамерний вакуумний дегазатор ДВС-11. Випускається також вакуумний дегазатор ДВС-2К, який мало відрізняється від дегазатора ДВС-11: в ньому відсутній спеціальний чан, який входить у блок очистки циркуляційної системи бурової установки.
Бурові розчини для розкриття продуктивних пластів. Продуктивний пласт, що містить нафту, газ і пластову воду, є складною гідродинамічною системою, в якій фізичні, хімічні та фізико-хімічні процеси до розкриття пласта перебувають у відносно рівноважному стані. Внаслідок розкриття пласта бурінням рівноважний стан порушується, змінюється гідравлічний опір у зоні проникнення фільтрату під час фільтрації через неї нафти. Ступінь негативного впливу на фільтраційні властивості пласта значною мірою визначається характеристиками бурового розчину, геологічними умовами та тривалістю розкриття пласта.
Серед факторів, що зумовлюють ускладнення стану продуктивного пласта, основними є репресія та склад бурового розчину і його фільтрату. Репресія впливає на ступінь деформації порід у межах привибійної зони і, зокрема, на зміну природної розкритості тріщин. Під дією репресії буровий розчин проштовхується у природні чи примусово розкриті тріщини. Репресія спричиняє формування зовнішньої фільтраційної кірки і зони кольматації, через які відбувається відфільтрування рідкої фази бурового розчину в пласт. Хімічний склад фільтрату бурового розчину визначає його фізико-хімічні властивості й зумовлює можливість виникнення та інтенсивність розвитку в пласті вторинних процесів внаслідок контакту фільтрату з нафтою, залишковою водою і мінералами, що становлять породу. Взаємодія фільтрату з компонентами пластової системи призводить до зміни проникності породи-колектора.
Отже, збільшення гідравлічних опорів під час фільтрації нафти через зону проникнення фільтрату є наслідком зміни фазового співвідношення рідин, що насичують пласт, і структури перового простору.
Створення бурових розчинів для розкриття продуктивних пластів полягає в пошуку таких їх складів, які б попереджали кольматацію порід-колекторів. У низькопроникних пластах зниження проникності колекторів пов'язують, головним чином, -з впливом фільтратів бурових роз-
чинів. Якщо фільтрат є водним розчином, то, потрапивши в пористе середовище, він може викликати набухання глинистих часток, що входять до складу порід-колекторів і присутні на поверхні та в об'ємі пор; утворення водонафтових емульсій в об'ємі пор; утворення осадів внаслідок взаємодії фільтрату ПР з пластовими фазами.
Вибір типу бурового розчину та його хімічної обробки значною мірою може зумовлюватися складом пластової фази, мінералогічним складом глинистого матеріалу, що міститься в колекторі і поведінка якого (набухання, комплексоутворення і т.ін.) залежить від складу та властивостей дисперсійного середовища бурового розчину.
Буровий розчин, що призначається для первинного розкриття продуктивних пластів, а також для перфораційних та інших операцій у свердловині, під час яких неминуче його контактування з компонентами пластової системи, повинен швидко формувати на стінках свердловини практично непроникну зовнішню фільтраційну кірку, яка б перешкоджала проникненню фільтрату в пласт; мати такий склад рідкої фази, який би забезпечував при освоєнні свердловини можливість ліквідовувати наслідки проникнення фільтрату в привибійну зону; тверда фаза бурового розчину у випадках його проникнення в поровий простір пласта має повністю або більша її частина розчинятися в кислотах.
Для кожного типу порід-колекторів, що відрізняються один від одного за характерними ознаками й умовами залягання в пласті, повинні добиратися свої типи бурових розчинів. Критерій поділу порід-колекторів на типи (категорії) є комплексним, оскільки він концентрує різні потенційні види забруднень,що спричиняються цими породами. Головними з них є стадії катагенетичного ущільнення порід-колекторів, їх мінералогічний склад, склад контактуючих з ними пластових рідин.
Вибір бурового розчину для розкриття пластів у загальному випадку зводиться до визначення приналежності конкретного об"єкта(породи-колектора) до однієї з категорій (табл.5.4). Склад розчинів регламентує і вказує їх в геолого-технологічній документації на будівництво свердловини спеціалізована інженерно-технічна служба.
Таблиця 5.4.
| Категорія породи колектора | Характеристика порід | Порова проникність порід, нкм | Бурові розчини для розкриття продуктивних пластів |
| Перша | Піщано-алеврітові сла- | 0,001-0,1 | Вапняно-бітумні, інвертно-емуль- |
| бо ущільнені; | сійні | ||
| цемент, переважно гли- | 0,01-0,1 | Інгібірувані, зокрема хлоркалієві | |
| нистий | (оброблені поверхнево-активними | ||
| речовинами) | |||
| Понад 0,1 | Хлоркалієві, хлоркальцієві, | ||
| інвертно-емульсійні з соленонаси- | |||
| ченою водною фазою (оброблені по- | |||
| верхнево-активними речовинами) | |||
| Хлоркальцієві, гіпсовапняні, хлор- | |||
| Друга | Піщано-алеврітові з се- | 0,001-0,04 | калієві, інгібірувані нафто- |
| реднім ступенем | емульсійні, інвертно-емульсійні | ||
| ущільнення; | (оброблені поверхнево-активними | ||
| речовинами) | |||
| Гіпсовапняні, хлоркалієві, хлор- | |||
| кальцієві інгібірувані нафто- | |||
| глинисто-карбонатний | 0,04-0,1 | емульсійні (оброблені | |
| цемент із слідами розк- | поверхнево-активними речовина- | ||
| оисталізації | ми) |
Продовження табл. 5.4
| Категорія породи колектора | Характеристика порід | Порова проникність порід, нкм' | Бурові розчини для розкриття продуктивних пластів |
| Понад 0, 1 | Гуматні, вапняні, хлоркалієві, хлор- | ||
| кальцієві, інші інгібірувані (крім | |||
| силікатовмісних), а також на наф- | |||
| товій основі | |||
| Третя | Піщано-алеврітові | 0,02-0,05 | Мінералізовані, вапняні, хлор- |
| сильно ущільнені; квар- | калієві, хлоркальцієві, інгібірувані | ||
| цевий цемент, карбо- | нафто-емульсійні, (оброблені по- | ||
| натно-глинистий 3 | верхнево-активними речовинами) | ||
| ознаками кальцитації, | На нафтовій основі, нафтое- | ||
| закварцування, закрем- | Понад 0,05 | мульсійні, гуматні, хлоркалієві, | |
| ніння; карбонатні з оз- | хлоркальцієві, інші інгібірувані крім | ||
| наками тріщинуватості | силікатовмісних (оброблені поверх- | ||
| нево-активними речовинами) | |||
| Четверта | Сильно ущільнені піща- | Мінералізовані, гипсовапняні, хлор- | |
| ники, алевроліти, вап- | калієві, хлоркальцієві, інгібірувані | ||
| няки, мергелі, аргіліти, | 0,001-0,05 | нафто-емульсійні, з добавкою об- | |
| доломіти, базальти й | роблені поверхнево-активних речо- | ||
| інші з розвиненою трі- | вин і наповнювачів тампонуючої дії, | ||
| щиноватістю | вміст кислоторуйнівного компонен- | ||
| ту повинен становити не менше | |||
| 30% від загального об'єму твердої | |||
| фази бурового розчину | |||
| Понад 0,05 | Всі типи крім силікатовмісних (з до- | ||
| бавкою наповнювачів) |
Розкриття продуктивних пластів при змінних термобаричних умовах. Для підвищення ефективності розкриття нафтогазонасичених пластів використовують метод прогнозування ускладнень у процесі буріння на основі залежностей між витратами в кільцевому просторі свердловини і температурою бурового розчину в гирлі та результатів трикратного заміру пластового тиску в досліджуваному пласті в свердловині, на якій здійснюється буріння, та в нафтовому й обводненому пластах експлуатаційно-контрольної свердловини після припинення нагнітання води в сусідні нагнітальні свердловини. Основним недоліком цього методу є те, що він не враховує можливості виникнення нових термогідродинамічних процесів у покладі при нагнітанні агентів витіснення з температурою, значно нижчою від початкової пластової температури, і зміни в цих умовах пластового тиску від температури.
Досвід буріння свердловин показав, що завдяки прогнозуванню термогідродинамічних умов розкриття продуктивних пластів на дільниці буріння можна більш достовірно визначати можливі зони водопроявлень або поглинання бурового розчину, а також виявити можливі строки зниження пластового тиску в обводнених висо-копроникних пластах.
Для цього перед розкриттям свердловини сусідні нагнітальні свердловини закривають і витримують до зниження тиску в високопроникних пластах до рівня, що не перевищує тиск тріщиноутворення, і відновлення такої пластової температури в низькопроникних пластах, яка виключає зниження в них внутрішніх напружень. Під тиском тріщиноутворення ро-
зуміється тиск, який приводить не тільки до розкриття існуючих тріщин, але й до створення нових тріщин у низькопроникних охолоджених пластах в результаті зниження в них температури значно нижче від початкової. Цьому сприяє постійне нагнітання холодної води і створення зон малопроникної неньютонівської нафти при випадінні в осад асфальто-смоло-парафінових речовин.
Самочинні термогідродинамічні розриви пластів можуть відбуватися не тільки в межах одного покладу, але й між окремими об'єктами розробки.
Добитися нормального проведення стовбура свердловини можна тільки при зменшенні тиску на дільницях буріння у високопроникних промитих пластах і збільшенні пластової температури проти низькопроникних охолоджених пластів, але й шляхом припинення нагнітання води в сусідні нагнітальні свердловини.
На основі даних термометричних і гідродинамічних досліджень нагнітальних, видобувних і контрольно-спостережувальних свердловин для дільниці буріння нових свердловин будують карти ізобар та ізотерм. За ними знаходять основні напрями просування фронту пониженої температури, можливий приріст пластового тиску в результат і її відновлення до початкової, необхідний період зниження поточного пластового тиску до початкового. На основі одержаних даних визначають можливі строки і раціональні способи розкриття пластів-колекторів у термогідродинамічних умовах.
Список літератури
1. Ахмадеев Р.Г.,Данюшевский В.С. Химия промывочных и тампонажных жидкостей.- М.:Недра,1981.-152с.
2. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 2-х т.-М.:Недра, 1985.-Т.1.-414С.
3. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.-М.:Недра, 1984.-317С.
4. Грей дж.р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства агентов промывочных жидкостей: Пер. с англ. -М.:Недра, 1985.-509с.
5. Йогансен К.В. Спутник буровика. Справочник.-3-е изд.-М.:Недра, 1991.-303с.
6. Масленников И.К., Матвеев Г.И. Инструмент для бурения скважин.-М.:Недра, 1991.-430с.
7. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов.-М.:Недра,1979.-239с.
8. Муравьев В.М. Спутник нефтяника.-М.:Недра, 1977.-170с.
9. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин.:Пер. с англ.-М.:Недра, 1989.-413с.
10. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и буровика. Спра-вочник.-М.:Недра, 1986.-325с.
11. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин.-М.:Недра, 1988.-360с.
12. Справочник инженера по бурению: В 2 т. Под ред. В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова.-М.:Недра, 1973.-893с.
13. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений.-М.:Недра, 1984.-290с.
