Автор работы: Пользователь скрыл имя, 02 Марта 2013 в 18:12, реферат
В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.
Введение............................................................................................................................................................................
Функции и классификация промывочных жидкостей при бурении скважин.............
Основные показатели параметров промывочной жидкости, приборы для их контроля, функции, выполняемые в процессе бурения………………………………………………………………………
Выбор типа промывочных жидкостей в зависимости от конкретных горно-геологических условий……………………………………………………………………………………………………………………………………….
Рекомендации по выбору промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов………………………………………………………………………………………………………………………………..
Рекомендации по выбору и расчету плотности промывочной жидкости для различных условий бурения скважин………………………………………………………………………………………………………….
Методы восстановления свойств промывочной жидкости в процессе бурения скважин………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Цели и задачи контроля параметров промывочных жидкостей в процессе бурения……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………...
Способы приготовления промывочных жидкостей…………………………………………………………….
Охрана окружающей среды при использовании промывочных жидкостей…………….
Методы переработки отходов процесса промывки скважин……………………………………..
Специальная тема…………………………………………………………………………………………………………………………….
Выводы и предложения……………………………………………………………………………………………………………………
-измерить линейкой толщину фильтрационной корки.
Показатель стабильности - величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени бурового раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность.
Показатель седиментации - величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность бурового раствора.
Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2.
Для определения показателя седиментации используется стеклянный мерный цилиндр.
3. Выбор типа промывочных жидкостей в зависимости от конкретных горно - геологических условий
Промывка скважин, особенно при бурении их на большие глубины, часто осложняется по геологическим или техническим причинам. Практика бурения показала, что проходка скважины в значительной степени зависит от правильного выбора метода и средств химической обработки буровых растворов.
Поэтому перед началом бурения определяют состав и свойства буровых растворов, которое будут использованы для промывки скважин в каждом конкретном интервале в соответствии с выбранной конструкцией. При этом учитывается, что выбранные буровые растворы должны быть не только эффективными в данных условиях, но и приготавливаться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов.
Для выбора типа и параметров бурового раствора необходимо знать геологический разрез, физико-химический состав горных пород, пластовой воды, нефти, газа, устойчивостью горных пород, зоны осложнений, давление пластовой и давление гидроразрыва.
4. Рекомендации
по выбору промывочных
При разбуривании продуктивных пород к буровому раствору предъявляются особые
требования. Прежде всего учитывается необходимость максимального сохранения коллекторских свойств призабойной зоны и относительной проницаемости продуктивного пласта. Это может быть достигнуто путем использования таких способов вскрытия пластов, при которых в поры продуктивного , пласта не попадают посторонние материалы и не происходит его закупорка.
В процессе разбуривания продуктивного пласта в него поступает буровой раствор или его фильтрат. При соприкосновении с фильтратом бурового раствора на водной основе глинистые минералы продуктивного пласта набухают и закрывают в нем поровые каналы. Чем больше глины в продуктивном пласте, тем быстрее и в большей f степени снижается проницаемость пласта вплоть до полной ее потери. Глубина проникновения фильтрата в пласт зависит от перепада давления с пластом. Кроме того, на глубину проникновения фильтрата влияют фильтрационные свойства бурового раствора. Чем больше водоотдача, тем больше глубина проникновения фильтрата в проницаемый пласт.
Попавшие в пласт вода или фильтрат бурового раствора оттесняют нефть из приствольной зоны в глубь пласта и затрудняют в дальнейшем освоение скважины с естественной проницаемостью коллектора по нефти.