1. Введение.

2. Характеристика проектной скважины.

3. Характеристика геологического разреза скважины.

4. Анализ горно-геологических условий бурения.

5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервале с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости.

6. Обоснования выбора режима бурения для различных интервалов разреза.

7. Обоснования выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза.

8. Выбор состава промывочной жидкости.

9. Выбор показателей свойств промывочной жидкости.

10. Рекомендации по реализации технологического регламента.

11. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.

12. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.

13. Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости.

14. Гидравлический расчет циркуляционной установки.

15. Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами.

16. Графические приложения:

а) Технологический регламент промывочных жидкостей.

б) Рабочая схема наземной циркуляционной системы.

1. Введение

Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти. Для трудноизвлекаемых запасов достигла 80%, против начальных 37%. В современных условиях работы ОАО «Татнефть» объем строительства новых скважин смещается на малые месторождения с высоковязкими нефтями.

Анализ, проведенный работниками показывает, что первичное вскрытие продуктивных пластов по традиционным технологиям приводит к значительной потере продуктивности скважин, законченных строительством. При этом потери продуктивности составляют 30-40%.

Основными причинами некачественного первичного вскрытия продуктивных пластов является:

1. использование на большинстве скважин буровых растворов, содержащих в своем составе з начительное количество глинистой твердой фазы.

2. при первичном вскрытии продуктивных пластов не используются современные средства очистки бурового раствора от шлама выбуренной породы.

3. фактические скорости спуска бурового инструмента не учитывают влияние поршневого эффекта на увеличение объемов фильтрата бурового раствора, поступающего в продуктивный пласт.

4. использование однотипного породоразрушающего инструмента, независимо от вида пород, слагающих продуктивные пласты.

5. не используется технология применения малоглинистых и безглинистых систем и волновых процессов при первичном вскрытии.

Работа на первичное вскрытие продуктивных пластов разработана с целью:

1. Обязательного применения при разработке проектов на строительство скважин.

б. Выбора оптимальных режимов технологических операций на стадии первичного вскрытия, обеспечивающих ограничение зоны проникновения фильтрата бурового раствора и, как следствие, сохранения и при определенных условиях, улучшения коллекторских свойств пластов.

в. Оптимизации затрат на первичное вскрытие пластов.

г.Обязывает соблюдать последовательность применения современных технологий первичного вскрытия:

1. Определяет организационные и геолого-технико-технологические мероприятия

2. Рекомендует инструмент и рецептуры промывочных жидкостей в зависимости от класса пород, слагающих продуктивные пласты.

3. Определяет условия безопасного ведения работ.

4. Основными технологическими факторами ухудшение фильтрационных свойств пород-коллекторов при вскрытии продуктивного пласта бурением, являются репрессия, состав бурового раствора и время его контакта с пластом.

Промывочная жидкость играет важную роль при вводе скважин в эксплуатацию. При вскрытии пласта основная задача заключается в том, чтобы не ухудшить проницаемость нефтесодержащих пород и не создавать сопротивления при движении нефти к забою скважины, в особенности при вскрытии сильно дренированных пластов.

В качестве промывочной жидкости при бурении применяют глинистые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду, обработанную ПАВ.

В последние годы уделяется большое внимание вопросу физико-химического воздействия фильтратов буровой промывочной жидкости на состояние пород в приствольной зоне скважины. Наилучшими циркуляционными агентами для вскрытия продуктивных пластов и разбуривания неустойчивых пород являются газообразные агенты, безводные растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсионные растворы с минерализированной водной фазой.

В большинстве случаев при бурении скважин применяют промывочные жидкости на водной основе. Разработаны, испытаны и внедрены рецептуры ингибированных промывочных жидкостей для бурения в потенциально неустойчивых глинистых породах: глинистые растворы, насыщенные только поваренной солью, алюминатные, силикатные, гипсовые глинистые растворы и промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой. Из магниевых солей для обработки буровых промывочных жидкостей нашли применение карналлит, бишофит, кизерит и калийно-магниевые соли титано-магниевого производства.

Основой профилактики осложнений является правильный выбор рецептуры буровой промывочной жидкости, чтобы химический состав фильтрата замедлял темп разупрочнения горных пород и тем самым способствовал сохранению диаметра ствола скважины близким к диаметру долота; она должна оказывать минимальное влияние на изменение коллекторских свойств продуктивных пластов.