Перед продовженням ведення бурових робіт у свердловині чи передачі її в експлуатацію перевіряють якість цементування:

визначають положення покрівлі тампонажного каменю;

повноту заміщення промивної рідини тампонажним розчином;

якість контакту цементного каменю із обсадною колоною і стінками свердловини, герметичність кільцевого простору.

Для розбурювання цементних стаканів застосовуються фрезери свердловинні типу ФЗ (ФЗС).

2.13 Дослідження та освоєння продуктивних горизонтів

Після досягнення проектної глибини, спуску, цементування і випробування на герметичність експлуатаційної колони в свердловині проводиться комплекс робіт по випробуванню об’єктів на продуктивність.

До випробування призначено 1 об’єкт. Випробування проводити “знизу-вверх” цілодобово із стаціонарного станка.

Розкриття всіх об’єктів проектується провести кумулятивними перфораторами ПКО – 89 по 18 отворів на 1 погонний метр.

При розкритті горизонтів з погіршеними колекторськими властивостями передбачити застосування гідропіскоструменеву перфорацію, СКО в карбонатних колекторах, а також порохового генератора.

Для одержання повної характеристики продуктивних горизонтів виконується наступний комплекс досліджень:

а) замір статичного на усті і пластового тисків;

б) визначення дебіту газу і конденсату не менше як на 5-ти прямих

режимах роботи і 2 зворотніх;

в) замір динамічного тиску на усті і визначення вибійного тиску при

різних режимах роботи свердловини;

г) зняття кривих стабілізації і кривої нарощування тисків;

д) замір температури на вибої і по стволу свердловини при різних

дебітах газу;

е) відбір проб газу і конденсату для визначення їх хімічного складу,

вивчення умов випадання конденсату, а також наявність корозійних

компонентів;

ж) вивчення кількості і складу води, яка виноситься з різних домішок

при різних дебітах газу;

з) при необхідності проводяться роботи по збільшенню дебіту свердловини.

Дослідження на газоконденсатність проводиться на всіх режимах.

При отриманні припливу нафти досліди проводяться на 5 режимах роботи.

В обов’язковому порядку відбираються глибинні проби нафти на декількох режимах роботи в прямому і зворотньому напрямках.

По закінченні досліджень об’єкту свердловину глушать водою з наступною заміною води на буровий розчин.

Тоді ставлять цементний міст, який після ОЗЦ випробовується на герметичність тиском і пониженням рівня рідини. Міцність і наявність мосту перевіряється розвантаженням НКТ на 7 – 10 т (таблиця 2.20).

Після закінчення випробування проводять короткочасну пробу (не менше 10 – 15 діб) експлуатацію свердловини на оптимальному режимі, узгодженого з “ПНГГ”

Таблиця 2.20 – Основні показники випробування об’єктів в експлуатаційній колоні

№ об’єкту | Інтервал об’єкту випробування, м | Товщина, м | Геологічний вік | Спосіб розкриття об’єкту | Кількість отворів перфорації, на 1 п.м. | Очікуваний флюїд | Метод виклику припливу | Кількість режимів дослідження | Проникність пластів, мкм2 | Густина бурового розчину, г/см3 | Інтервал встановлення цементних мостів, м

1 | 2700 – 2950 | 250 | РЄ | ПКО – 89 | 12 – 18 | газоконденсат | Заміна розчину

на воду з послідуючою аеризацією | 7 | 0 – 0,77 | 1,18 | 2680 – 2970

2.14 Наземні споруди, бурове та енергетичне устаткування

2.14.1 Вибір бурового станка

Бурові установки призначені для буріння експлуатаційних і глибоких розвідувальних свердловин обертовим способом.

Спорудження нафтогазових свердловин здійснюють в різних геологічних та природно – кліматичних умовах. У залежності від геологічних умов та призначення свердловини в широких межах змінюються її глибина і конструкція.

Для забезпечення високих техніко – економічних показників, враховуючи різноманітні умови буріння, використовують бурові установки різних конструкцій і типорозмірів.

Відповідно до вимог виробництва і експлуатації розробляється параметричний ряд бурових установок, який включає всі їх класи для спорудження свердловин, різних за глибиною та конструкцією.

Бурові установки характеризуються багатьма параметрами, серед яких:

- максимально допустиме навантаження на гак;

- умовна глибина буріння;

- тип головного привода;

- потужність привода установки;

- потужність привода окремих агрегатів;

- вид енергії;

- продуктивність і максимальний тиск бурових насосів;

- кінематичні параметри піднімального комплексу, швидкість підйому гака;

- висота під роторної основи;

- висота вишки та інше.

Умовна глибина буріння визначається максимально допустимо для бурової установки певного класу вагою бурильного інструменту і обчислюється за співвідношенням

Рдоп > Qбк max Ч 1,5

де Рдоп – допустима навантаження на підйомний гак, кН

Qбкmax – найбільша вага бурильної колони у повітрі, кН

Рдоп > 1165,02 Ч 1,5

Рдоп > 1747,53

По всім цим даним [5], і наявності бурової установки в Опішнянському НГРЕ вибираємо бурову установку “Уралмаш 4Е – 76” при оснастці талевої системи 5 Ч 6.

Технічна характеристика бурової установки “Уралмаш 4Е – 76”, [3,7].

Допустиме навантаження на гаку Рдоп, кН | 2500

Умовна глибина буріння Lум, м | 4000

Загальна встановлена потужність головного приводу Nгп, кВт | 1656

Модель бурової лебідки | У2 – 5 – 5

Потужність на вхідному валі піднімального агрегату Nбл, кВт | 670 – 900

Кількість дискретних швидкостей підйому гака Zv | 5

Діапазон регулювання швидкості підйому гака Rпк = Vmax / Vmin | 8,404

Модель бурового насоса | У8 – 6 МА2

Кількість бурових насосів Zн | 2

Потужність бурового насоса Nбн, кВт | 600

Максимальний тиск бурового насоса рmax, МПа | 25

Висота під роторної основи, м | 6

Ротор з клиновим захватом | Р – 560 – 6

Головний привод | В24 – 50АВС3

Талева система:

кронблок | УКБ – 6 – 270

гакоблок | УТБК – 5 –225

Вертлюг | УВ – 250

Редуктор | КПП

Індекатор ваги | ГИВ – 6 – 1

2.14.2 Вибір талевого каната, обґрунтування інтервалів переоснастки і його заміни

Враховуючи вагу найважчої колони визначимо тип оснастки талевої системи за формулою:

К1 Ч Рдоп

2Т = ––––––––––––;

Pк

де: Т – число оснащених валів талевого блоку;

Рдоп – допустима навантаження на підйомний гак, кН

К1 – коефіцієнт запасу міцності канату; К1 = 3,0 ч 5,0

Приймаємо К1 = 3, Рк = 632300 МПа

3 Ч 1747,53Ч103

2Т = –––––––-––––––– = 8,29Ч10-6