- •1. Поняття про свердловину та її елементи
- •2. Класифікація свердловин
- •3. Способи буріння свердловин
- •1) Ударним:
- •2) Обертальним:
- •3) Ударно-обертальним.
- •4. Поняття про цикл будівництва свердловини
- •5. Складові елементи та основні параметри бурових установок
- •6. Наземні споруди і бурове обладнання
- •7. Принцип вибору бурової установки
- •8. Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •9. Лопатеві долота.Конструктивні особливості,обл.. Застосування.
- •10.Шарошкові долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •11. Алмазні долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •12. Твердосплавні долота.Область застосування.Переваги та недоліки.
- •13. Долота для з відбору керна.Керновідбірні пристрої.
- •14. Показники роботи бурових доліт
- •15.Турбобури та їх конструктивні особливості.
- •1)Турбіни
- •2)Корпус
- •4)Опори
- •16.Гвинтові вибійні двигуни та їх конструктивні особливості.
- •17.Електробури.Система підведення струму.
- •18.Призначення та складові елементи бурильної колони.
- •19.Умови роботи бурильної колони.
- •20.Бурильні труби.Елементи для зєднання.Перехідники.
- •21.Ведучі бурильні труби.Обважнені бурильні труби.
- •22. Поняття про режим буріння та його параметри
- •23. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість буріння
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •24. Вплив частоти обертання долота на механічну швидкість буріння
- •25. Вплив витрати промивальної на механічну швидкість буріння
- •26. Принципи вибору параметрів режиму буріння
- •27. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •28. Класифікація промивальних рідин
- •29. Властивості промивальних рідиндин(густина,фільт.,кіркоутвор.,абразивні).
- •30Властивості промивальних рідин (густина,фільт., кіркоутвор., абразивні
- •31. Обважнення промивальних рідин.Вимоги до обважнювачів.
- •32.Класифікація хімічних реагентів.
- •33. Приготування промивальних рідин
- •34. Очищення промивальних рідин
- •35. Причини викривлення свердловин.
- •36. Способи попередження довільного викривлення свердловин
- •37. Мета буріння похило-скерованих свердловин.
- •38. Види профілів похило-скерованих свердловин.
- •39. Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів
- •40. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості пласта
- •41. Принципи вибору технології первинного розкриття
- •42.Випробовування продуктивних горизонтів в процесі буріння.
- •43. Мета та способи кріплення свердловин
- •44. Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •45. Принципи проектування конструкцій свердловин.
- •46.Обсадні труби та їх зєднання.
- •47. Умови роботи обсадної колони у свердловині.
- •48. Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •50.Оснастка низу обсадних колон.
- •51.Мета та способи цементування свердловин.
- •52.Тампонажні матеріали.
- •53.Властивості тампонажного поршку.
- •54. Властивості тампонажного розчину.
- •55. Властивості тампонажного каменю.
- •56. Принципи розрахунку одноступінчастого цементування свердловин.
- •57.Поняття про якість спорудження свердловини і принципи її оцінювання.
- •58. Класифікація ускладнень
- •59. Поглинання промивальних рідин. Причини поглинань.
- •60.Технологія попередження поглинань.
- •61.Способи ліквідації поглинань.
- •62. Нафтогазоводопроявлення, причини їх виникнення.
- •63.Діагностика флюїдопроявів.
- •64. Попередження флюїдопроявлень .
- •65.Способи ліквідації флюїдопроявлень
- •66. Порушення цілісності стінок свердловини,причини виникнення ускладнень.
- •67.Способи попередження ускладнень,пов’язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.
- •68. Прихвати колони труб,їх причини.
- •69.Способи попередження прихватів.
- •70.Ліквідація прихватів.
- •71. Види та причини аварій
- •72.Попередження аварій
- •73. Ліквідація аварій. Ловильний інструмент.
40. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості пласта
Проникнення в пласт промивальної рідини та її фільтрату веде до зміни перш за все структури перового простору і проникності приствольної зони. Ступінь цієї взаємодії залежить від ряду факторів і зменшується у міру віддалення від свердловини. В гранулярному пласті всю область, в яку проникла промивальна рідина та її фільтрат, умовно можна розділити на дві зони: зону кольматації і зону проникнення фільтрату.
Зона кольматації — це ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частинки дисперсної фази промивальної рідини, її товщина залежить, в основному, від співвідношення гранулометричного складу промивальної рідини і структури порового простору, а також, імовірно, від перепаду тисків в період буріння і від тривалості дії промивальної рідини на породу найтонші частинки дисперсної фази проникають по найбільших по-рових каналах, частково закривають їх, зменшують площу перерізу і перетворюють великі канали в середні і дрібні
Встановлено, що коли діаметр пор породи менше потроєного діаметра частинок твердої фази промивальної рідини ( <3 ), то на поверхні стінок свердловини утвориться фільтраційна кірка, і частинки майже не проникають в пласт.
Якщо 3 < < 10 , то частинки твердої фази проникають в породу неглибоко, закривають пори і створюють фільтраційну кірку в самій породі. Товщина такої зони 1-2 см. Якщо > 10 , то частинки проникають у пласт на декілька десятків сантиметрів і більше. У тріщинний колектор тверда фаза може проникати на дуже велику віддаль, іноді — на десятки метрів від свердловини. Внаслідок часткового відфільтрування дисперсійного середовища з промивальної рідини на поверхні тріщин утворюється фільтраційна кірка.
Вплив фільтрату промивальної рідини на колекторські властивості складніший. По-перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто у фільтраті містяться хімічні речовини, які сприяють збільшенню гідрофільності породи, а значить кількості фізично зв'язаної води. Це призводить до зменшення ефективного перерізу порових каналів і фазової проникності для нафти і газу.
41. Принципи вибору технології первинного розкриття
Під первинним розкриттям розуміють комплекс робіт, пов'язаний з розбурюванням продуктивного пласта, забезпеченням міцності і стійкості привибійної частини свердловини.
Одним з найважливіших завдань при бурінні на нових або мало вивчених площах є виявлення всіх горизонтів, в яких вміщується нафта чи газ, оцінка промислових запасів вуглеводнів у них.
До задач випробування перспективних горизонтів належить:
одержання припливу пластового флюїду з даного об'єкта;
відбір проби флюїду для проведення лабораторного аналізу;
вимірювання початкового пластового тиску;
оцінка колекторських властивостей пласта;
оцінка ступеня забрудненості приствольної зони пласта;
оцінка продуктивності об'єкта;
оцінка можливих запасів вуглеводнів. Суть випробування полягає у:
1. ізоляції перспективного об'єкта від всіх інших проникних горизонтів і від впливу тиску стовпа промивальної рідини, якою заповнена свердловина;
2. створенні достатньо великої різниці між пластовим тиском у даному об'єкті і тиском у свердловині з метою одержання припливу пластового флюїду;
3: вимірюванні об'ємної швидкості припливу і характеру зміни тиску в свердловині проти даного об'єкту протягом всього періоду випробування;
4. відборі достатньої кількості проби пластового флюїду для його дослідження.