їх після розкриття необхідно закріпити.Крім цього в процесі буріння розкриваються пласти з різними значеннями пластових тисків.Якщо їх не ізолювати один від одного, то можливі міжпластові перетоки,які є небажаними,тому ,що даремно витрачається пластова енергія або відбувається додаткове забруднення порід-колекторів,якщо із пласта із більшим тиском перетікає вода .
Метою кріплення свердловини є:
створення довговічного та надійного каналу для транспортування флюїду із пласта на поверхню або будь-яких рідин у зворотньому напрямку;
забезпечення стійкості стінок свердловини на протязі всього періоду її спорудження та експлуатації;
попередження міжпластових перетоків та можливості поступання флюїду у міжколонний простір або поза межами свердловини
створення на усті умов для монтування пртивикидного обладнання , а також експлуатаційного обладнання.
До методів кріплення свердловин відносять:
1)Хімічний- стінки свердловини обробляють рідким склом.
2)Фізичний:
а)бітумінізація;
б)Заморожування;
3)Електрохімічний.
Найпоширеніший метод , який застосовують в практиці кріплення свердловин на нафту й газ полягає в тому,що пробурений інтервал свердловини опускають спеціальну колону обсадних труб ,а в простір ,який утворюється між стінками свердловини та колоною труб закачують тампонажний розчин , який твердіючи перетворюється в тверде,практично не проникне тіло.
До елементів конструкції свердловини входять:
1)Направлення,яке призначене для:
закріплення устя свердловини і попередження його розмиву промивальною рідиною,яка виходить із свердловини;
задання напрямку руху промивальній рідині,яка виходить із свердловини на очисні системи;
відділення ствола свердловини від масиву води при спорудженні свердловини в акваторії моря.
2)Кондуктор:
для закріплення стінок свердловини в недостатньо стійких породах;
для перекриття зон можливих ускладнень ,повязаних з інтервалами, які знаходяться на відносно невеликих глибинах,а також виключення забруднення водоносних горизонтів , які вміщують артезіанські чи мінеральні води.
Для задання напрямку буріння свердловини.
3)Експлуатаційна і її призначення випливає з мети кріплення свердловини.
4)Всі колони,які опускають між кондукторомі експлуатаційною колоною називають проміжними.Їх опускають в міру необхідності,тобто при неможливості подолати зони ускладнень в розрізі свердловини іншими методами.
Для кріплення нафтових і газових свердловин спеціальні сталеві труби,які називають обсадними.В нафтогазовій промисловості використовують суцільно катані безшовні труби, які виготовляють на трубопрокатних заводах відповідно до стандарту ГОСТ 632-80.
Обсадні труби розрізняють за наступними параметрами:
1)Якість виготовлення:
а)Тип А – мають підвищені вимоги до якості і їхні параметри строго регламентуються.
б)Тип Б – занижені вимоги до яікості
2)Якість металу,яка використовується для виготовлення труб
3)За типами зєднань обсадних труб:
а)Зварні
б)Різьбові:
трикутного профілю:
а) з короткою різьбою;
б) з подовженою різьбою;
трапецієвидного профілю:
а) муфтові;
б) без муфтові.
4)Геометричні розміри та допустимі відхилення від них.
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.
13.Розкриття,випробуваннята 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.