Разработка методов оценки составов технологических жидкостей для разупрочнения глинистых образований при бурении скважин

• Автор: Рогов, Евгений Анатольевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 125 с. : ил.

1 Анализ современного состояния работ по ликвидации прихватов бурового инструмента, повышению проницаемости продуктивных горизонтов и выбору буферных жидкостей при цементировании скважин
1.1 Природа, состав и свойства глинистых минералов.
1.2 Факторы, влияющие на возникновение прихватов бурового инструмента.
1.3 Методы ликвидации прихватов бурового инструмента в результате салышкообразования
1.4 Методы повышения проницаемости призабойной зоны скважин
1.5 Методы выбора буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин.
1.6 Основные задачи исследований.
2 Повышение качества крепления скважин применением буферных жидкостей.
2.1 Механизм воздействия буферной жидкости на фильтрационную корку
2.2 Методика выбора буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин
2.3 Применение буферной жидкости при цементировании скважин на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении
3 Разработка экспрессметода оценки эффективности составов технологических жидкостей для восстановления проницаемости
продуктивных горизонтов
3.1 Влияние буровых растворов на проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта.
3.2. Лабораторная установка для исследования эффективности составов технологических жидкостей при обработках призабойной зоны пласта.
3.3 Экспрессметод оценки эффективности составов технологических жидкостей для удаления фильтрационной корки и восстановления проницаемости призабойной зоны пласта
4. Разработка методов оценки составов технологических жидкостей с целью ликвидации прихватов бурового инструмента изза сальникообразования.
4.1 Определение усилия, необходимого для освобождения бурового инструмента в зоне прихвата
4.2 Метод определения страгивающего усилия для ликвидации прихвата бурового инструмента в вертикальной скважине.
4.3 Метод определения страгивающего усилия для ликвидации прихвата бурового инструмента в наклоннонаправленной скважине.
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников


Лишь в области значений выше изоэлектрической точки прогоны гидроксильных групп, связанных с приповерхностными катионами диоктаэдрических слоев, вступают в реакцию катионного обмена. Гидроксильные группы, расположенные на боковых гранях кристаллов и связанные с атомами кремния, можно считать по свойствам близкими к поверхностным гидроксильным группам кремнезма Способность последних к катионному обмену резко возрастает с повышением 7 и более 5. Следовательно, наряду с изоморфными замещениями в рештке источником катионообменной мкости глинистых минералов служат также гидроксильные группы, расположенные па боковых гранях и рбрах их кристаллитов и связанные с атомами кремния. В щелочной среде вследствие более полной диссоциации гидроксильных групп, связанных с кремнием на боковых гранях кристаллов, а самое главное, в результате участия в катионном обмене водородов гидроксильных групп, связанных с приповерхностными ионами алюминия, мкость катионного обмена монтмориллонита увеличивается. Так, при изменении среды от 7 до мкость катионного обмена черкасского монтмориллонита возрастает от до 7 ммоль0 г образца. Роль поверхностных гидроксильных групп в катионообменной способности возрастает при переходе от вермикулита и монтмориллонита к гидрослюде и палыгорскиту. В отличии гидрослюды, из всех катионов компенсаторов избыточного отрицательного заряда рештки в обычных условиях обменными могут быть только те, которые расположены на внешней поверхности кристаллов. Они составляют лишь небольшую часть общего числа компенсирующих катионов.