11 | - | -
Кондуктор, 324 | 1 | трик. | Д | 9,5 | 0-500 | 500 | 79,0 | 39,5
Проміжна, 245 | 1 |
ОТТМ |
Д |
11,99 |
0-2500 | 2500 |
69,37 |
173,4
Експлуатаційна, 168 | 1
2 | ОТТГ
ОТТГ | Е
Д | 9,2
10,6 | 3650-2300
2300-0 | 1350
2300 | 27,05
43,90 | 36,5
100,9
12. Цементування обсадних колон.
Всі способи цементування свердловин розділені на чотири групи:
1)Способи первинного цементування використовують для цементування ОК відразу після їх спуску.
До них належать:
а)Одноступеневе;
б)Ступеневе-полягає в тому,що при цементуванні ОК розділяють на декілька частин з допомогою пристроїв,які називаються муфтами ступеневого цементування;
в)Посекційне- використовується в тих випадках, коли обсадну колону опускають по частинах;
г)Манжетне – використовують в тих випадках, коли потрапляння тампонажного розчину в інтервал продуктивного горизонту є не бажаний;
д)Зворотнє – використовують в тих випадках,коли тампонажний розчин за ОК на потрібну висоту ніяким іншим способом підняти не вдається.
2)Вторинне цементування,використовують для усунення дефектів,допущених при первинному цементуванні.
3)Способи встановлення ізоляційних екранів
4)Способи ізоляції зон поглинання .
Для тампонування свердловин використовується наступна техніка:
1)цементувальні агрегати,які призначені
для:
приготування тампонажного розчину;
проведення різного роду промивок;
опресування ліній та іншого обладнання;
проведення обробок привибійної частини свердловини.
2)Цементо-змішувальні машини,які призначені для транспортування тампонажних матеріалів , а також приготування тампонажних розчинів.
3)Блок маніфольдів – призначенийдля обвязування цементувальної техніки в технологічній лінії і зєднання нагнітальних ліній з устям свердловини.
4)Станція контролю цементування – призначена для контролю параметрів цементування в процесі проведення цієї операції.
5)Осереднюючі ємності – призначені для усереднення параметрів тампонажного розчину,якщо він приготовлений в декількох точках.
6)Устьові цементувальні головки – призначені для зєднання ліній високого тиску із внутрішньою порожниною колони,куди закачується розчин.
Таблиця 12.1 - Загальні дані про цементування обсадних колон.
Назва колон | Характеристика кожної секції | Дані про кожну секцію
інтервал установки, м | К-сть ступеней цементув. | Глибина встановлення цементув. муфти | Інтервал глибини цементування, м | Висота цементного стакану,м
Від (низ) | До (верх) | від | до
Направлення | 11 | 0 | 1 | - | 0 | 11 | -
Кондуктор | 500 | 0 | 1 | - | 0 | 500 | 20
Проміжна | 2500 | 0 | 1 | - | 0 | 2500 | 20
Експлуатаційна | 3650 | 0 | 2 | стиковка на 2300 м | 2300
0 | 3650
2300 | 20
20
13. Техніко – економічні показники бурового підприємства
Будівництво нафтових і газових свердловин здійснює ВБР.
ВБР- самостійне виробниче обєднання,що входить до складу нафто-газовидобувних обєднань.ВБР є складною техніко-політичною системою і складається з великої кількості елементів(техніки,обладнання,людей,будівель),які функціонують в тісному звязку для досягнення загальної мети.Основною метою функціонування ВБР є створення нових виробни-чих потужностей , тобто розвідка,відкриття і підготовка до розробки нових родовищ і створен-ня основних виробничих фондів – свердловин. Для забезпечення функціонування ВБР в його склад входять ряд виробничих підрозділів,які приймають участь у виготовленні основної продукції - свердловин,а також органи управління виробництвом.
Техніко-економічні показники роботи ВБР.
Кількість пробурених метрів(Н).
2) Механічна швидкість буріння(Vм)-кількість метрів,пробурених в одиницю часу.
Vм=НТб
де Тб- час механічного буріння.
Рейсова швидкість- це відношення прходки за рейс до часу механічного буріння,часу на спуско-підіймальні операції і допоміжні роботи.
Vр=Н(tм+tспо+tдоп)
Собівартість одного метра проходки
С=Сд+Сбу(tм+tспо+tдоп)hд
де Сд- вартість долота
Сбу- вартість однієї години роботи бурової установки
hд – прходка на долото.
Таблиця 13.1 – Порівняльні техніко-економічні показники.
Назва показника | Одиниці виміру | Проектне значення показника
Вартість будівництва свердловини,
всього
в т. ч. по витратах будівництва: |
т. грн |
7478,7
- ПЗР | т. грн | 449,3
- будівельно-монтажні роботи |
т. грн |
162,7
- буріння і кріплення | т. грн | 3453,9
- випробування | т. грн | 452,8
Тривалість будівництва свердловини,
всьго
в т. ч. по етапах: |
доба |
421
- будівельно-монтажні роботи |
доба |
34
- ПЗР | доба | 6,
- буріння і кріплення | доба | 365
- випробування | доба | 16
14. Диспетчерська служба в бурінні
Таблиця 14.1 – Схема засобів звязку.
Вид зв’язку | Назва пункту зв’язку з буровою та місцезнаходження | Віддаль до свердловини, км | Кількість, шт. | Засоби зв’язку
Радіо
тип радіостанції | діапазон частот, кГц
Диспетче-
рський | Диспетчерська служба СВБР в
с. Сенча | 15 | 1 | мобільний телефон | -
16. Розкриття, випробування та освоєння продуктивних пластів.
Первинне розкриття – включає в себе комплекс робіт повязаних з розбурюванням продуктивної частини свердловини.
Під час первинного розкриття вирішуються дві основні задачі:
1)Мінімальне забруднення порід-колекторів продуктивного горизонту складовими частинами промивальних рідин або іншими рідинами ,які використовуються для проведення різних технологічних операцій.
2)Максимальне збереження цілісності стінок свердловини.
Для підвищення якості первинного розкриття необхідно:
тип , склад і параметри промивальних рідин повинні бути вибрані так,щоб враховувати всі особливості буріння продуктивної частини свердловини;
використання спеціальних технологій буріння;
використання спеціальних пристроїв для очищення промивальної рідини;
правильний вибір типу конструкції привибійної частини свердловини.
До задач випробування продуктивних пластів в процесі буріння відносять:
виявити потенційні нафтгазоносні пласти в прцесі буріння свердловини;
встановити точні глибини їх залягання та ефективні товщини;
точно встановити глибини ВНК,ГНК,ГВК;
проведення пробної експлуатації пласта та встановлення оптимального режиму цього процесу;
відбір проби пластового флюїду та визначення його фізико-хімічних властивостей;
встановлення типу покладу;
оцінка колекторських та фільтраційних властивостей порід,а також гідродинамічних характеристик пласта;
отримання вихідних даних для підрахунку запасів вуглеводнів по родовищу та складання перспективного плану його розробки;
оцінка загального стану ствола свердловини в привибійній її частині.
На сьогодні використовують два методи випробування пластів:
1)Випробування пластів в процесі буріння у відкритому стовбурі.Цей метод називається “зверху-вниз”.
2)Метод випробування у закріпленій свердловині після доведення її до проектної глибини.Цей метод називається “знизу-вверх”.
Випробування пластів проводять з використанням комплексу інструментів “КИИ2М-146”, який призначений для випробування свердловин діаметром 190,5-295,3мм при максимальній