Вопрос 3 выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов

В отечественной практике бурения приняты следующие положения.

1. Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирают исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.

2. Значение проницаемости базисной породы пласта-коллектора в эксплуатационных скважинах следует принимать равным значению этого параметра, принятому в качестве нижнего предела проницаемости по месторождению при подсчете запасов нефти

3. В случае вскрытия в разрезе нескольких продуктивных пластов, представленных разными по характеристике отложениями, базисную породу выбирают из пласта с наименьшим эпигенетическим уплотнением.

4. Если базисная порода по своим свойствам в одинаковой мере близка к двум соседним категориям коллекторов, ее следует относить к категории пород с меньшей степенью уплотнения.

5. Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ – понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть – фильтрат определяются категорией и группой породы, а также активностью пластовых жидкостей. 6. Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % от общего количества в растворе твердой фазы.

7. При отсутствии данных о раскрытости трещин дисперсность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины структурно-механическими свойствами.

8. Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты – не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.

Экзаменационный билет № 7

Вопрос 1. Технико-экономические показатели процесса бурения.

Общеизвестно, что механическая скорость бурения является одним из основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели бурения.

Различают скорость бурения:

• цикловую;

• коммерческую;

• техническую;

• механическую;

• рейсовую.

Цикловая - показатель, характеризующий темпы работ по строительству скважин:

    v_ц  = H/S_ц;  S_ц = (Т_м + Т_п + Т_б + Т_и )/720, где v_ц - цикловая скорость бурения, м/ст.-мес.;       H - объем проходки, м;       S_ц - цикл строительства скважины, ст.-мес.;       Т_м , Т_п , Т_б , Т_и - календарное время соответственно монтажа оборудования, подготовительных работ к бурению, бурения и испытания, ч.

Коммерческая - количество метров проходки на один станко-месяц бурения.

Этот показатель используется при планировании объемов буровых работ, финансировании, анализе хозяйственной деятельности, нормировании.

Техническая - величина проходки скважин в единицу производительного месяца (станко-месяц производительного времени).

Характеризует темпы технологически необходимых работ по бурению и отражает технические возможности бурового оборудования и инструмента.

Механическая - показатель, характеризующий темпы разрушения горной породы в забое скважины.

Выражается в метрах проходки за 1 час работы долота на забое (механического бурения). Используется для оценки эффективности внедрения новых долот, забойных двигателей,режимов бурения, промывочных жидкостей.

Рейсовая - характеризует производительность буровой техники и труда буровых рабочих:

    v  = H/(t_м + t_с-п), где H - проходка, м;       t_м - время механического бурения, ч;       t_с-п - время спуско-подъемных операций, ч.