Отбор проб бурового раствора, условия замера параметров

периодичность замера параметров и отбора средней пробы не имеют единого регламента. Факторы, определяющие периодичность, следующие:

- назначение скважины (разведка, эксплуатация);

- глубина (продолжительность цикла);

- условия бурения (спокойные, осложненные);

- тип бурового раствора и условия применения (обычные, опытно-промысловые или сравнительные испытания);

- наличие в разрезе пластов, требующих особого внимания (продуктивные, содержащие сероводород и т.п.).

Как правило, в эксплуатационных хорошо изученных скважинах показатели бурового

Раствора замеряются 4-5 раз в сутки в течение одного цикла (плотность, вязкость) и отбирается средняя проба бурового раствора. Замер плотности и вязкости осуществляется в течение цикла через 15 минут, после каждого замера в емкость отливают по 0, 3-0, 5 литра раствора на среднюю прбу. Пробу бурового раствора отбирают:

- во время циркуляции у устья скважины перед очистными системами и дегазатором для получения информации о растворе, находящемся в скважине;

- перед всасом (приемом) буровых насосов, для получения характеристик раствора, закачиваемого в скважину.

При отборе средней пробы буровой раствор пропускают через сетку.

Если процесс бурения осложняется и это негативно отражается на качестве раствора

(например, при обвалах и осыпях неустойчивых глинистых отложений, поступление сероводорода или пластовых вод и т.д.) замер параметров ведется в непрерывном режиме круглосуточно до полного исправления ситуации, причем плотность и вязкость замеряются через каждые 5-10 минут, а средняя проба в лаборатории – каждые 3-4- часа.

При бурении разведочных скважин или проведении опытно-промысловых испытаний периодичность замера параметров оговаривается с заказчиком и регламентируется.

Время между отбором средней пробы и определением параметров в лабораторных условиях должно быть непродолжительным, так как свойства раствора во времени значительно меняются. Перед замером параметров в лаборатории пробу бурового раствора необходимо интенсивно перемешать на мешалке в течение 15 минут (или вручную, хотя это не совсем корректно в плане получения достоверной информации).

В лабораторных условиях после проведения замера за цикл промывки плотности и вязкости, измеряются следующие показатели бурового раствора:

фильтрация (Ф);

толщина корки (d);

рН;

статическое напряжение сдвига (СНС);

липкость корки (a⁰) или коэффициент трения корки (КТК).

Один раз в сутки определяются реологические показатели (h_пл, h_эф, t₀), общее содержание твердой фазы (Ств.ф.) и коллоидной составляющей (Сколлоид.), содержание песка (Сп). Если есть необходимость (применение ингибированных растворов, бурение в хемогенных отложениях, водопроявления), то определяется общая минерализация и содержание конкретных солей в фильтрате. В условиях газонефтепроявлений определяется после каждого цикла содержание газа и нефти.

Пример оформления замеров показателей свойств бурового раствора и прочая информация приводится в приложении (суточный рапорт по буровому раствору).

 

 

Тема 1

1. 1. Вязкость, как свойство жидкости

2. Чем определяется вязкость для буровых растворов?

3. Типы жидкостей

4. Что есть динамическое напряжение сдвига?

5. Типы потоков

6. От чего зависят реологические свойства буровых растворов?

7. Оптимальное соотношение t₀/h, при котором обеспечивается вынос породы

8. Формула расчета h_эф

9. Определение t₀ и h_пл на ротационных вискозиметрах

10. Типы вискозиметров

 

 

Тема 2

1. Стабильность буровых растворов (сущность)

2. От чего зависит стабильность?

3. Фильтрация (водоотдача), приборы для измерения

4. Содержание песка, твердой и коллоидной фазы

5. Влияние твердой фазы на ТЭП бурения

6. Статическое напряжение сдвига, расчет СНС с учетом толщины нити

7. Фильтрационная корка (толщина, липкость, коэффициент трения – КТК)

8. В каких случаях необходимо определять минерализацию бурового раствора?

9. Методы определения минерализации

10. Плотность бурового раствора (функции, приборы для измерения)

 

 

Тема 3

1. Устройство для удаления выбуренной породы

2. Выбор числа вибросит и сеток для них

3. Пропускная способность (по воде) сеток различных размеров

4. Американский стандарт на сита

5. Гидроциклонные установки, расчет размеров удаленных частиц

6. Центрифуга, расчет ее производительности

7. Система очистки Swaco, размер частиц, удаляемых на каждой ступени

8. Схема обвязки циркуляционной системы

 

 

Тема 4

1. Способы снижения степени размокаемости и диспергирования глинистых породы

2. Ингибирующие добавки

3. Калиевые растворы, механизм ингибирования

4. Рецептура калиевых растворов, технология их приготовления

5. Кальциевые растворы, механизм действия

6. Известковые растворы с высоким рН: рецептура, технология изготовления, содержание Са²⁺

7. Известковые растворы с низким рН: рецептура, технология приготовления, содержание Са²⁺

8. Гипсо-известковые растворы: технология обработки, содержание Са²⁺

9. Хлоркальциевые растворы: рецептура, технология приготовления, содержание Са²⁺

10. Признаки недостатка ингибитора в растворах

11. Силикатные растворы, механизм действия

12. Комплексно ингибированные растворы, их рецептура

 

Тема 5

1. Основные технологические проблемы промывки горизонтальных скважин

2. Реология растворов, константы «К» и «n»

3. Практическое значение «К» и «n»

4. Роль параметров скважины в очистке бурового раствора

5. Параметры потока

6. Свойства раствора, роль в очистке ствола скважины

7. Восстановительные работы по очистке ствола

8. Проблемы нарушения продуктивных пластов в горизонтальных скважинах

9. Физико-химическая концепция и технологические решения сохранения потенциальной продуктивности нефтегазовых скважин

10. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин

11. Буровые растворы, используемые за рубежом для бурения горизонтальных скважин

 

 

Тема 6

1. Типы глинопорошков, эффект модификации

2. Бентонитовые глинопорошки, стандарт API

3. Палыгорскитовый глинопорошок

4. Определение качества глинопорошка по выходу бурового раствора

5. Определение качества глинопорошков по выносящей способности буровых растворов

6. Утяжелители, их утяжеляющая способность (методика)

7. Типы утяжелителей по минералогическому составу

8. Баритовый утяжелитель, негативные качества флотационного утяжелителя

9. Расчеты увеличения и снижения плотности бурового раствора

10. Классификация химических реагентов по их назначению

11. Понизители фильтрации: КМЦ, метод оценки качества; акриловые полимеры, метод оценки качества

12. Разжижители, механизм действия и типы

13. Реагенты специального назначения

 

 

Тема 7

1. Классификация полимерных буровых растворов по области применения и назначению

2. Глинистые (полимерглинистые) буровые растворы: положительные качества и недостаткиъ

3. Оптимальное количество полимерного реагента в растворе

4. Периодичность ввода и количество вводимого полимерного реагента

5. Малоглинистые буровые растворы, краткая характеристика

6. Полимерные недиспергирующие растворы с низким содержанием твердой фазы: классическая рецептура ЭКОФЛЮИД.

7. Безглинистые буровые растворы на основе гидрогелей полимеров: классическая рецептура на основе биополимера, достоинства и недостатки растворов

8. Безглинистый раствор РАГИПОЛ, его краткая характеристика

9. Безглинистый раствор фирмы М-1

 

 

Тема 8

1. Факторы, влияющие на неустойчивость глинистых отложений

2. Гидратация глин при контакте с буровым раствором

3. Диспергирование и набухание глин: краткое определение

4. Пути изменения свойств бурового раствора, препятствующих гидратации глин

5. Методы оценки влияния буровых растворов на водочувствительные глины

6. Время устойчивого состояния стенок скважины (формула НПО”Бурение”).

7. Предупреждение прихватов при разбуривании проницаемых пластов, роль фильтрации

8. Термостабильность буровых растворов

9. сальникообразование: способствующие факторы, методы предотвращения

 

Тема 9

1. Актуальность сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов

2. Понятие скин-эффекта

3. Взаимосвязь гидродинамического несовершенства скважины и кольматацией призабойной зоны с величиной скин-эффекта

4. Расчет ОП через скин-эффект по степени, характеру и методу вскрытия пласта

5. Причины ухудшения проницаемости пласта в ПЗП и снижения продуктивности скважин

6. Коэффициент восстановления проницаемости пласта (формула НПО «Бурение»)

7. Расчет ОП через коэффициент восстановления проницаемости (формула НПО»Бурение»)

 

 

Тема 10

1. Факторы, определяющие периодичность замера параметров и отбора средних проб бурового раствора

2. Периодичность оценки качества бурового раствора

3. Параметры бурового раствора, определяемые на буровой и в лабораторных условиях

4. Отбор средней пробы и подготовка ее к определению параметров в лабораторных условиях

5. Суточный рапорт по буровому раствору (содержание)

⇐ Предыдущая123456789

Поделиться: