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
Техн. колона | 50 | 0 | 1 | - | 0 | 50 | 20
Кондуктор | 450 | 0 | 1 | - | 0 | 450 | 20
Проміжна | 2300 | 0 | 1 | МСЦ на 2000 м | 0 | - | 20
Хвостовик | 2680 | 2200 | 1 | - | 2200 | 2680 | 20
Експлуат. | 3500 | 0 | 2 секції | стиковка на 2200 м | 2200
0 | 3500
2200 | 20
13.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 вибійній температурі до 170С,максимальному перепаду тиску на пакері до 35МПа і забезпечує два повних цикли випробування.
Комплект інструментів належить до інструментів , які опускають на колоні труб , забезпечують ізоляцію випробувальног пласта з верху або зверху-знизу, працює з опорою на вибій або стінки свердловини і забезпечує необмежений ступінь відбору пластового флюїду.
КИИ складається з :
1.- опорний башмак;
2.- хвостовик;
3.- фільтр;
4.- пакер;
5.- безпечний перевідник;
6.- гідравлічний яс;
7.-випробувач пластів гідравлічний;
7а. – гідравлічне реле часу;
7б. – урівноважувальний клапан;
7в. – головний впускний клапан;
8. – перевідник для розташування глибинних манометрів;
9. - запірно-поворотній клапан;
10. – циркуляційний клапан;
11. - колона труб;
12. – глибинні манометри;
13. – випробуваний пласт.
Таблиця 13.1. Робота у відкритому стовбурі пластовипробувачем на бурильних трубах.
№ об”єкту | Об”єкт випробування | Характеристика КВІ | Кількість відібраних проб
Інтервал випробування | Кількість | Діаметр пакера, мм | Тип пробовідбірника
Від(верх) | До(низ) | випробовувачів | пакерів
1 | 850 | 900 | 1 | 1 | 270 | КВІ-146 | 1
2 | 1300 | 1350 | 1 | 1 | 270 | КВІ-146 | 1
3 | 1750 | 1800 | 1 | 1 | 270 | КВІ-146 | 1
4 | 2400 | 2450 | 1 | 1 | 170 | КВІ-146 | 1
5 | 2630 | 2680 | 1 | 1 | 170 | КВІ-146 | 1
6 | 3100 | 3150 | 1 | 1 | 170 | КВІ-146 | 1
Продовження таблиці 13.1.
Режим роботи пакера | Характеристика хвостовика | К-сть циклів роботи розпакерованим випробувачем | Депресія на пласт, МПа | Час чекання притоку, год
Осьове навантаження, т | Перепад тиску, МПа | Тип труб | Діаметр, мм | Довжина, м
16 | 1,2 | ОБТ | 203 | 30 | 2 | 2,5 | 2
16 | 1,5 | ОБТ | 203 | 30 | 2 | 3,2 | 2
16 | 2,6 | ОБТ | 203 | 30 | 2 | 5,2 | 2
16 | 1,7 | ОБТ | 165 | 30 | 2 | 8,5 | 2
16 | 1,8 | ОБТ | 165 | 30 | 2 | 12,7 | 2
16 | 2,2 | ОБТ | 127 | 30 | 2 | 15,2 | 2
14.Структура та техніко-економічні показники роботи ВБР.
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 про-дукції- свердловин,а також органи управління виробництвом.
До структурних підрозділів основного виробництва відносяться
бурові бригади
вишко-будівельний цех(ВБЦ)
цех опробовування свердловин(ЦОС)
До підрозділів динамічного виробництва відносяться цех кріплення свердловин(ЦКС) і база виробничого обслуговування.
База виробничого обслуговування складається з
прокатно-ремонтний цех бурового обладнання (ПРЦБО)
прокатно-ремонтний цех електропостачання (ПРЦЕЕ)
прокатно-ремонтний цех труб і трубопроводів (ПРЦТТ)
прокатно-ремонтний цех паро-водопостачання (ПРЦПВП)
цех промивальних рідин
цех автоматизації виробництва