Cтраница 1
Порции промывочной жидкости, применяемые для предотвращения загрязнения последующих проб, отводят и выбрасывают. Вывод отработанных проб происходит также принудительно и не требует прекращения работы центрифуги. [1]
По окончании каждого долбления циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность. [2]
По окончании бурения перед геофизическими исследованиями циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность. [3]
Как правило, газопоказания аномальных зон, относящихся к внутритрубной порции глинистого раствора, ниже, чем для затруб-ьой порции промывочной жидкости, что определяется соотношением объемов затрубного и внутритрубного пространства. Если пласт, отдающий газ, расположен на забое или вблизи забоя скважины, то зоны аномальных газопоказаний для затрубного и внутритрубного пространств совпадают. При совмещении записанных в этом случае кривых газопоказаний так, чтобы каждая половина одной кривой была симметрична половине другой кривой, линия их перегиба будет соответствовать забою скважины, что позволяет уточнить величины отставания промывочной жидкости. [4]
После промывки скважины способом обратной циркуляции в кольцевое пространство закачивают первую порцию специальной буферной жидкости ( обычно так называемый вязкоупругий состав ВУС), за ней - порцию промывочной жидкости в объеме, равном внутреннему объему обсадной колонны; затем - вторую порцию ВУС и далее расчетный объем тампонажного раствора. Поверх тампонажного раствора закачивают третью порцию ВУС и, наконец, продавоч-ную жидкость, если скважина должна быть зацементирована не до устья. [5]
При вскрытии нефтегазосодержащего пласта газ из разработанной породы поступает на забое скважины в промывочную жидкость. Обогащенная газом порция промывочной жидкости поднимается благодаря циркуляции на устье скважины и поступает в желоб, где с помощью непрерывно действующего дегазатора из нее извлекают газовую смесь. Последнюю подвергают суммарному и компонентному анализу и определяют объемные концентрации углеводородов ( метан, этан, бутан и др.) и их суммарное содержание. Эти величины, а также производные от них параметры регистрируют в виде непрерывной кривой по мере бурения скважины. Важнейшим параметром, характеризующим режим бурения скважины, является продолжительность бурения 1 м скважины или обратная ей величина - скорость бурения. Измерение скорости бурения скважины называют механическим каротажем. [6]
Вследствие этого объем поступившего газа как бы уменьшается. А проявление регистрируется, когда порции промывочной жидкости, содержащие растворенный газ, приближаются к устью скважины, когда вследствие уменьшения давления растворенный газ вновь переходит в газообразное состояние. [7]
При двухступенчатом цементировании ( рис. 31) цементный раствор делится на две порции: первую продавливают в затрубное пространство через башмак колонны, а вторую - через отверстия в обсадной колонне в специальной заливочной муфте. Между двумя порциями цементного раствора закачивают порцию промывочной жидкости, заполняющую обсадную колонну на участке от башмака до заливочной муфты. [8]
Кроме того, регистрируется также диаграмма расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ЭВых, л / с. Вместе с диаграммой продолжительности проходки она используется, во-первых, для привязки газопоказаний к истинным глубинам скважины. Для этого определяют отставание - время, в течение которого порция промывочной жидкости перемещается от забоя к устью скважины. Истинная глубина скважины, которой соответствует показание газового анализа, равна разности между фактической глубиной скважины в момент анализа пробы промывочной жидкости и интервалом проходки за время отставания. Во-вторых, по значениям продолжительности проходки и расхода глинистого раствора находят величину коэффициента разбавления Е, равного отношению объема прошедшей по скважине промывочной жидкости к объему выбуренной породы. Он используется для перехода от суммарных газопоказаний к газонасыщенности пластов. [9]
Нередко в скважинах против продуктивного пласта в период отсутствия промывки образуются пачки газа. При приближении к устью она в результате интенсивного расширения вытолкнет из скважины расположенную выше порцию промывочной жидкости; при этом забойное давление скачкообразно понизится. Такое явление называют выбросом. Резкое снижение забойного давления при выбросе часто приводит к интенсивному притоку из пласта и фонтанированию, если не приняты меры к герметизации устья и созданию достаточного противодавления на пласт. Поэтому восстанавливать промывку в случае газирования промывочной жидкости следует только при герметизированном устье скважины. [10]
Нередко в скважинах против продуктивного пласта в период отсутствия промывки образуются пачки газа. При приближении к устью она в результате интенсивного расширения вытолкнет из скважины расположенную выше порцию промывочной жидкости; при этом забойное давление скачкообразно понизится. Такое явление называют выбросом. Резкое снижение забойного давления при выбросе часто приводит к интенсивному притоку из пласта и фонтанированию, если не приняты меры к герметизации устья и созданию достаточного противодавления на пласт. Поэтому восстанавливать промывку в случае газирования промывочной жидкости следует только при герметизированном устье скважины. [11]
В процессе крепления скважин обсадные колонны иногда цементируют с подъемом цементного раствора в две ступени. В большинстве случаев между нижней и верхней ступенями нарушается сплошность цементного кольца. В некоторых восточных районах между первой и второй порциями цементного раствора, поднимаемого за обсадной колонной, фактически оставляют разделительную порцию промывочной жидкости. [12]