Cтраница 2
В результате газометрических измерений скважин после бурения получают диаграммы газопоказаний промывочной жидкости при возобновлении ее циркуляции. В процессе газометрии в заданных интервалах отбирают пробы промывочной жидкости и свободного газа для детальных исследований. [16]
Если давление равно начальному избыточному, то камера считается герметичной и после открытия вентиля 8 для выпуска воздуха, отсоединения накидной гайки 5 при открытом кране 3 отвинчивается крышка 2 и производится замер параметров термостатированной пробы промывочной жидкости. В случае негерметичности рабочей камеры после нагревания опыт повторяют с новой идентичной пробой промывочной жидкости в описанной выше последовательности. [17]
Один из методов изучения количественного и качественного нефтесодержа-ния пластов, применяемый при бурении разведочных скважин, который сочетает облучение проб промывочной жидкости, шлама, грунтов ультрафиолетовыми лучами ( вызывающее люминесценцию нефти, цвет и интенсивность которой зависят от состава нефти) и измерение оптической плотности хлороформенного и петролейно-эфирного экстрактов нефти, выделенных из образцов пород ( сокр. [18]
Плотность и вязкость замеряются в течение полного цикла с интервалами замеров через каждые 5 мин. Это позволяет следить за однородностью циркулирующего раствора, вовремя заметить изменение его показателей. Одновременно следует отбирать пробу промывочной жидкости для полного анализа. [19]
Поднять прибор, отсоединить стакан от донышка и вылить воду в ведро. Залить в мерный стакан ареометра предварительно перемешанную пробу промывочной жидкости, соединить стакан с донышком. Тщательно смыть водой излишки промывочной жидкости с поверхности ареометра. [20]
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. [21]
Систематическое наблюдение за процессами при бурении скважин позволяет получить ряд важных сведений. Изменение баланса объемов глинистого раствора дает возможность определять проницаемость пород в разрезе и характер их насыщения. Поглощение промывочной жидкости проницаемыми пластами уменьшает гидростатическое давление на нефтегазонасыщенные пласты, при этом они начинают отдавать насыщающие их флюиды, которые, проходя в циркулирующий глинистый раствор, выносятся на поверхность. Нефть обнаруживается в виде пленок в приемнике, газ - в разгазированном глинистом растворе, а вода - по уменьшению плотности или увеличению солености промывочной жидкости. Интенсивное поглощение или выделение газа может привести к резкому снижению давления на пласт и как следствие - к выбросу из скважины промывочной жидкости и переходу к открытому фонтанированию нефтью или газом, в связи с чем при нефтепроявле-ниях отбирают пробы промывочной жидкости с нефтью и газом и фиксируют их в буровых журналах. [22]