1. 7 категорий скважин: 1)Опорные, 2)Параметрические, 3)Структурные, 4)Поисковые, 5)Разведочные, 6)Эксплуатационные, 7) Специальные (ниже разъяснения если нужно ответы на вопросы 11-17)

2. Опорные-самые глубокие и дорогие до 15 км, со сплошным отбором керна и проведением всех видов ис-ий: а)геологических-по образцам керна определяют состав,возраст,коллекторские св-ва,нефте-,газо-,водонасыщенность пород; б)геофизические ис-ия, методами ГИС опр-ют глубину залегания кровли и подошвы пластов,хар-р насыщения, коллекторские св-ва; в)геохимические-по пробам нефти,газа и воды; г)гидродинамические изучают сос-ия пластового давления.

Опорные скважины:1группа-в регионах неисследуемых бурением;2группа-для изучения нижележащих отложений ранее не вскрытых бурением. По результатам бурения опорных скважин дают заключения о перспективах на нефть и газ регионов.

3. Параметрические бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

4. Структурные-мелкие скв-ны, глубиной 1-1,5км бурят для уточнения и подтверждения перспектив на нефть и газ структур, выявленных др-ми методами геол.съемкой, сейсморазведкой, геохим.исследованием и по снимкам с самолета и космоса. Бурят до маркирующих горизонтов, кот.легко устанавливаются при бурении по окраске пород, текстуре,органическим остаткам. По этому горизонту строят структурную карту, в которой подтверждается наличие структуры. Эта карта явл-ся подтверждением для глубинного бурения.

5.Поисковые,глубиной до 5 и более км,керн отбирают на границах пластов для уточнения геолг.разреза и продуктивных отложений. По керну ГИС и результатам испытаний выявляют все прод.пласты с целью выявить пласт,содержащий запасы.

6. Разведочные, глубиной до 5 км и более, керн отбирают только в прод.пластах.Эти скважины бурят для опр-ия площади мест-ия и подсчета запасов.

7. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. а)Оценочные бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи. б)Нагнетательные используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.). в) Наблюдательные бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

8. Специальные бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

9. ГТН:геол.часть:1.глубина скв-н в масштабе(1:5000)2.стратиграфия.3.проектная литологическая колонка.4.угол пад-я пластов.5.конструкция скв-ы, с указанием диаметра, глубины спуска колонн и подъема цемента за колоннами.6.Интервалы отбора шлама и керна(шлам-через5м, керн-согласно категории скв-ы)7.глубины, при кот. Проводят ГИС, их объем и масштаб.8.Интервалы опробований и испытаний 9.глубины, при кот.производят отбор проб нефти, газа, воды.10.вид перфорации и кол-во отверстий на 1м колонны11.метод вызова притока из пласта. Техническая часть:1.способ бурения(роторное, турбинное)2.крепость пород3.типы и размеры долот.4.скорость бурения и проходка на долото5.конструкция бурильного аппарата.6.параметры бур-го раст-ра.7.осевая нагрузка на долото.8.оснаска талевой системы9.скорость спуска\подъема бурильного инструмента10.производительность буровых насосов.11.скорость проработки ствола скв-ы перед пуском колонн.

10.Основная геологическая документация: На все виды работ, которые проводятся на скважине, составляют акты, их подписывают: геолог, инженер по бурению и бур. мастер. 1)акт о выдачи точки скважин на местности; 2)о начале монтажа бур установки;3)о готовности скважине к бурению;4)о начале бурения; 5)о спуске цементир направления;6) о проведении гис под кондуктор под кондуктор

7)о спуске и цементир кондуктора;8)об опресовке кондуктора на герметичность; 9)акты о различных осложнениях(обвалах, поглощениях, нефт газ водопроявл);10)контрольный замер бурильного инструмента перед отбором керна;11)об отборе глубинных проб неф.г.воды;12)о проведенииперфорации;13)о вызове притока из пласта и исследовании этого объекта, об окончании строительства скважины о передачи скважины НГДУ или н/г компании.

11.

12.

13. Промышленная оценка месторождений подразделяется на три этапа:1) Региональный- Изучение геолог.строения крупных регионов, оценка перспектив нефтегазоносности этих регионов.2)Поисковый- подготовка перспективных площадей к глубокому бурению, поиск залежей нефти и газа.3)Разведочный- Разведка мест-ия, подготовка мест-ия к разработке.

14. Региональный этап:1стадия-Изучение геолог.строения крупных регионов.2 стадия-оценка перспектив нефтегазоносности этих регионов. Для этого проводят региональную сейсморазведку, геохим.исследования, а так же снимки с самолетов и из космоса.На косм.снимках местор-ия выделяются фоновыми аномалиями углеводородов(фоновыми УВ).Когда местор-ие вырабатывают, фон. УВ исчезает.Бурят опорные, параметрические, структурные скв-ы. По результатам всех работ планируют геологоразведку по ресурсам УВ по прогнозным категориям Д2 и Д1.Д2-прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов (юрских и меловых отлож-ий), нефтегазоносность кот. Предполагается по аналогии с соседними регионами, имеющими сходное геологическое строение. Д1-хар-ет прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов, которые устанавливаются в данном регионе.

15.Поисковый этап: 1 стадия-подготовка перспективных площадей к глубокому бурению. Для этого проводят детальную съемку и бурят структурные скважины. Этими работами подтверждают и уточняют перспективных на нефть и газ структур,выявленных на региональном этапе. Это необходимо, т.к. структуры могут смещаться с глубиной,осложняться тектонич.нарушениями,размывами,несогласиями. Для того, чтобы меньше бурить дорогостоящих глубоких скважин,быстрее найти мест-ия уточняют положение структур. После уточнения прогнозные ресурсы переводят в перспективные. 2 стадия-поиск залежей нефти и газа. Для этого бурят глубокие поисковые скважины,в которыхпо керну,ГИС и рез-там испытаний выявляют продуктивные пласты,чтобы опр-ть пласт,содержащий основные запасы и быстрее ввести мест-ие в разработку. На этой стадии перспективные ресурсы переводят в предварительно оцененные запасы.

16.Разведочный этап: 1стадия-Разведка мест-ия. Для этого бурят разведочные скважины,которыми определяют площадь мест-ия. По данным разведочного бурения опр-ют внешний контур нефтеносности, в пределах которого нах-ся нефть или газ,а за контуром-вода. Площадь,ограниченную внешним контуром исп-ют при подсчете запасов. 2 стадия-подготовка мест-ия к разработке. После окончания разведочных работ и подсчета запасов,все скважины,в которых получены промышленные притоки нефти или газа переводят в пробную эксплуатацию до 2-5 лет в зависимости от сложности геолог.строения мест-ия. В процессе проб.экспл. могут бурить опережающие добывающие скважины,в которых проектируют отбор керна,объем ис-ий глуб.проб и разрезов. Опережающие скв. бурят, чтобы уточнить запасы, которые с низкой достоверностью были определены в процессе разведочных работ. Кроме того, при реализации проекта пробной экспл. уточняют показатели, необходимые для состав.проекта разработки.

17.Ловушка-часть природного резервуара,в котором благодаря 4 факторам обр-ся скопления нефти и газа. Залежь-промышленные запасы в ловушках различного типа. Запасы относят к промышленным,если р-ка мест-ий рентабельна. Мест-ие может сос-ять из 1 или неск. залежей или прод.пластов. Чем больше прод.пластов, тем меньше запасов в каждом пласте.В первую очередь выраб.пласты,содержащие основные запасы.

18.Факторы:1)структурный;2)литологический экран;3)структурный экран; 4)литологические ограничения.

19.Типы залежей по структурному фактору: а)пластовая сводовая; б)неполнопластовая или водопластовая-когда пласт не полностью насыщен нефтью или газом; в)массивная залежь-большая высота залежей(Н) и хорошая гидродинамическая связь всей залежи. Все гигантские газовые мест-ия в СЗ Сибири относятся к массивным; г)тектонически-экранированная залежь; д)приконтактная-эти залежи обр-ся,когда продуктивные пласты прорывают соль и породы(вулканич.)-характерны для Урало-Поволжья,Казахстана,Украины, Белорусии,Сахалина; е)залежи,связанные с флексурой. Флексура-ступенчатообразный изгиб пласта.

20.Литологические экраны обр-ся,когда прод.пласт ограничен или замещается непроницаемыми породами(глинами,гипсами,ангидритами,солями). Типы залежей: а)залежи,связанные с выклиниваем пластов; б)залежи,когда пласт замещается непроницаемыми породами; в)когда залежи приурочены к линзам в глинах; г)залежи,связанные с руслами древних рек и береговыми отложениями древних морей.

21.Типы залежей,связанные со стратиграфическими экранами: а)залежи, приуроченные к размытым древним структурам; б)когда залежи приурочены к коре выветривания фундамента.

Литологические ограничения.С ними связаны мест-ия,приуроченные к рифам. Рифы-известняки орг.происхождения,состоят из останков животных и раст. организмов. Типы залежей: а)залежи,приуроченные к одиночным рифам; б)залежи, приуроченные к массивам рифов.

22. Системы размещения разведочных скважин при оконтуривании залежей:

1)По профилям - ее применяют на узких, линейно вытянутых структурах, антиклинальных или брахиантиклинальных формах.Рас-ие м/у профилем и скваж зависит от проницаемости пород. В среднем м/у проф 2-4 км. А м/у скваж 1-2 км; 2)Кольцевая или не равномерная ее применяют на изометричных структурах развед скважин, располагаются по кольцевой системе.Расстояние между кольцами-500 м, между скв-400-500м; 3)равномерная когда развед скваж. Располагаются по равномерной треугольной или квадратной сетке.Расстояние м/у скважинами в сред 400-500м, при сложн. строении 200-300м. При разведке газов и газоконденсатов расстояние м/у развед скваж около1000м, при сложном строении сокращают до 600м.

1) 2) 3)

23. Кровле соответствует верхняя граница проницаемого пласта с перекрывающими непроницаемыми породами.Подошве-нижняя граница коллектора с подстилающими непроницаемыми породами-покрышками(глины,гипсы,ангидриты,соли). Покрышки обеспечивают сохранность залежей.Чем больше мощность покрышки и однородней ее состав,тем лучше ее изолирующие свойства и тем больше запасов нефти и газа она контролирует. Кровлю и подошву опр-ют по керну,ГИС и рез-там испытаний скважин,а изучают по струтурным картам кровли и подошвы.

24.Структурные карты отражают рельеф кровли или подошвы прод.пласта с помощью горизонталей и изогипс. Изогипса-линия равных а.о.,глубин от уровня моря. Наземный и подземный рельеф приводится к уровню моря,чтоб был элемент для сравнения рельефа. Рельеф, выше ур-ня моря хар-ся положит. а.о.,а ниже уровня моря-отрицательно. Чем меньше расстояние между изогипсами,тем точнее и достовернее структурная карта. Карты используют:1)для детального изучения геолог.строения мест-ия,т.е. выявляют все сводовые поднятия,где будут высокодебетные скважины; 2)для опр-ия S мест-ия и подсчета запасов(по карте кровли),для опр-ия чисто нефтяной залежи(по карте подошвы).При наложении этих карт опр-ют размеры водонефтяной зоны,где скважины будут работать нефтью с водой. 3)для обоснования места бурения нагнетательных,добывающих,контрольных и наблюдательных скважин; 4)для контроля,регулирования р-ки мест-ия.

25.

26.

27.

28. Коллекторы-г.п,имеющие пустоты,способные накапливатьи отдавать нефть и газ.Обладают емкостными и фильтрационными св-вами. Если породы нефть и газ не отдают,то их относят к неколлекторам,они содержат УВ в рассеяном состоянии. Породы-коллекторы выделяют по ГИС,т.к.не всегда достигается полный вынос керна. Наиб.проницаемые и максимально насыщенные нефтью и газом породы в процессе буреня разрушаются и их не отбирают. На мест-ях ЗСибири прод.пласты выделяют по ГИС. Породы,содержащие нефть и газ,хар-ся макс значениями КС,отрицат.значениями ПС и уменьшением d скв на кавернограммах.

ПС-поляризация самопроизвольная,хар-ет естественное электрическое поле пласта.

КС-кажущееся удельное электрическое сопротивление(pk),когда через пласт пропускают электрический ток. Т.к.нефть и газ эл.ток не проводят,то они хар-ся большими значениями pk.

29.

30.

31.

32.Типы пород коллекторов:обломочные,органогенные,хемогенные.

Обломочные обр-ся за счет разрушения преждесуществовавших и делятся на: 1)терригенные-(рыхлые-песок,глина,алеврит;крепкие-песчаник,аргиллит,алевролит); 2)карбонатные-хар-ны для мест-ий Урало-Поволжья,Краснодарского края,Якутии. Сос-ят из обломков известняка, доломита, карбонатных зерен,частиц песка и глины.

Органогенные-известняки орг.происхождения,сост-ят из останков животных и рат.организмов,т.е.рифы.Мест-ия Урало-Поволжья,Ближнего и Среднего Востока.

Хемогенные-известняки и доломиты,которые обр-ся за счет хим.р-ций,происходящих в водной среде в след.случаях:а)когда снос с материков в море солей Ca,Mg; б)когда при высоких давлениях и температурах в породах пласта Ca замещается Mg; в)при циркуляции пластовых вод,обогащенных солями.

В породах коллеторах выделяют 2 вида пор:1)первичные-обр-ся в процессе осадконакопления и обычно заполнены остаточной или связанной водой,которая сохранилась в породе,когда она формировалась; 2)вторичные-обр-ся в уже сформировавшеся породе за счет выщелачивания,перекристаллизации,тект.и эрозионных процессов.Содер-ся нефть и газ. Исходя из этого в породе-коллекторе не весь объхем пустот занят нефтью и газом, а часть заполнена остаточной или связанной водой.

33.ФЕС коллекторов:Пористость.Поры-пустоты,диаметр которых <2мм.

I.По размерам:1)сверкапилляры-2-0,5мм;2)капилляры-0,5-0,0002мм;3)субкапилляры <0,0002мм.Сверхкапилляры и капилляры заполнены нефтью и газом,а субкапилляры-остаточной или связанной водой.

Виды пористости:1)общая-хар-ет сообщающ-ся и не сообщ-ся поры. Если поры не сообщ-ся,они не отдают нефть и газ. К_{общ.пор}опр-ют по керну: (V_пор/V_обр)*100%.

2)открытая(полезная)-хар-ет только сообщ-ся поры,ее учитывают при подсчете запасов и в проектах р-ки. К_{откр.пор.}опр-ют по керну в лаборатории физики пласта по методу Преображенского.

II.По генезису:1)поры между частицами и зернами пород; 2)поры между плоскостями наслоения различных пород; 3)поры биогенного проис-ия,которые обр-ся при разложении орг.вещ-ва; 4)межкристаллические и межгранулярные поры.

Кавернозность.Каверны-пустоты, диаметр которых>2мм. При подсчете запасов и сост-ия проектов р-ки учитывают коэффициент кавернозности, который опр-ют по керну.

Трещиноватость.Нефть,газ и вода также содер-ся в трещинах,проницаемость которых в 100тысяч раз больше, чем пор. При наличии в коллекторе каверн и трещин дебеты скважин достигают сотни и тысячи тонн нефти в сутки. По ширине или расрыточти трещины распр-ся:1)макротрещины-раскрытость>40-50мкм;2)микротрещины-расркрытость<40-50мкм. При бурении скважин породы разрушаются по макротрещинам и поэтому по керну изучают только микротрещины. Макротрещиноватость изучают по фоторгафиям в скважинах, телекамерам и гидродинамическими методами пр продуктивности скважин.

Проницаемость-способность породы пропускать через себя нефть,газ или воду при наличии перепада давлений. Опр-ют по керну по формуле Дарси: К_прон=QMl/SΔP, Q-расходфлюида,прошедший через образец, M-вязкость флюида, l-длина обр-ца, S-площадь поперечного сечения обр-ца.

34. Неоднородность-широкое изменение вещественного состава и коллекторских свойств по площади и по размеру. Два вида: 1)микронеоднородность-хар-ет изменение коллекторских свойств продпласта,т.е.пористости,проницаемости, нефтегазонасыщенности. Изучают по соответствующим картам пористости,проницаемости,нефтегазоносности,которые используют при подсчете запасов и составлении проектовр-ки; 2)Макронеоднородность-изменение толщи проницаемых и непроницаемых пропластов в прод.отложениях. Изучают по геолог. профилям,структурным картам,картам общих,эффективных и нефтегазонасыщенных толщ. h_общ-хар-ет мощность пласта от кровли до подошвы,а карта общ.толщин показывает выдержанность пласта по площади мест-ия. h_эфф-сумма прослоек коллекторов с газом, нефтью и водой в прод.отложениях, а карта эфф.толщин показывает площадь распр-ия коллекторов,исп-ют для обоснования места бурения нагнетательных скважин. h_нг-хар-ет толщину нефте и газоносных прослоек,а карта нг толщин исп-ся при подсчете запасов,составлении проектов р-ки и для обоснования места бурения добывающих скважин.

Коэффициенты неоднородности: 1)коэфф.песчанистости-опр-ют в каждой скв.,затем строят карту песчанистости.Если К=2-0,7-высокий дебет; К=0,7-0,5-средняя продуктивность; К<0,5-трудноизвлекаемые участки. 2)коэф.выдержанности; 3)коэф.расчлененности;4)коэф.связанности(слияния). По этим коэф.строят соответствующие карты ,они необходимы,чтобы учесть все прослои при подсчете запасов и при составлении проектов р-ки,чтобы были выработаны все прослои с нефтью и газом.

35.Пластовое давление-запас природной пластовой энергии,за счет использования которого нефть и газ продвигаются попласту к добывающим скважинам. Пл.давление создается напором краевых и подошвенных вод,растворенным нефти,газом,напором газа газовой шапки. Эти силы могут проявляться совместно или раздельно.

36.При углублении скв на каждые 10м пл.давление увеличивается на 0,1МПа или на 1 атм.,что соответствует гидростатическому давлению-давлению столба воды, плотностью 1г/см³, высотой-от прод.пласта до устья скважины. Для того, чтобы качественновскрыть бурением прод.пласт и быстро получить приток нефти или газа,давление столба бурового р-ра должно превышать пл.давление не более,чем на 5-10% от пл.давления. Это превышение наз-ся репрессией.

В межгорных впадинах и предгорьях,где активная тект.деят-ть,пласт.давление на 10-30% превышает гидростатическое и тогда их называют аномально-высокие пл.давления(АВПД). АВПД обр-ся:1)когда прод.пласты перемещаются по тект.нарушениям на меньшую глубину; 2)если прод.пласты сообщ-ся с нижележащими пластами по тект.нарушениям или трещинам; 3)на газовых и гахоконденсатных мест-ях пл.давление одинаковое у всей залежи,поэтому его надо рассчитывать по глубине залегания подошвы пласта,это связано с малой плотностью газа и подвижностью, поэтому пл.давление в залежи перераспр-ся практически мгновенно. Неучет этого фактора приводит к аварийным фонтанам.

В некоторых регионах пл.давление <гидрост. и тогда их называют аномально-низкие пл.давления(АНПД). АНПД об-ся:1)когда мест-ие разбито тект.нарушениями; 2)если прод.пласты в этом регионе приближаются к дневной поверхности. Эти случаи обучловлены разгрузкой пл.давления по тект.нарушениям и трещинам.

Изогипсы – линии, соединяющие на плане точки, имеющие одинаковые значения кровли или подошвы пласта

Изохоры - линии, соединяющие точки с равными вертикальными расстояниями между ранее установленным опорным горизонтом и тем горизонтом, по которому требуется построить структурную карту.

Изопахиты - линии на карте, проведенная через точки, соответствующие одинаковой мощности пласта горной породы

Абсолютная отметка – разность между альтитудой и общей глубиной скважины до кровли или подошвы пласта

Устье скважины - место пересечения скважиной земной поверхности (начало ее проходки)

Альтитуда – превышение устья скважин над уровнем моря

Геологический профиль – геологическое изображение строения недр в вертикальной плоскости, проходящей в определенном направлении через какую-либо геологическую структуру

Структурная карта – карта, отображающая в изогипсах положение кровли или подошвы какого-либо пласта относительно опорной плоскости

Опорная плоскость – уровень моря «0»

37. Геологический контроль в процессе бурения, виды исследований

Проводят:

1)замер кривизны ствола скважины, чтобы узнать, имеются ли отклонения от вертикали (замеряют

инклинометром). Замеряют угол и азимут, определяют отклонение от вертикали. В вертикальной

скважине замеряют через 25, в горизонтальной через 50 метров.

2)ГИС. по всему стволу проводят стандартный каротаж в метрах 1:500, т.е. замеры через 5 м.

Станд. каротаж включает запись КС, ПС и кавернометрии. На практике совмещают стандартный

каротаж и никлинометрию. Их проводят через 200-250 метров. В продуктивных пластах проводят

полный комплекс каротажа в масштабе 1:200, кроме станд. каротажа проводят доп. микрозонды,

БКЗ, радиоактивные и акустические исследования. В каждом регионе подобран отд. Комплекс

для выделения продуктивных пластов и оценке нефтегазоносности.

3)По шламу и керну. Для описания геологического разреза. Шлам отбирают через 5м бурения, а

керн в соответствии с категорией скважины.

4)Геохимические исследования:

-газовый каротаж – замер газопоказаний, выходящего из скважины бурового раствора.

-люминесцентно-битуминологический анализ – нефтебитумы светятся при ультрофиолетовых

лучах, поэтому хар-ся высокими показаниями данного анализа.

38. Осложнения в процессе бурения и борьба с ними

- обвал стенок скважины (борьба: уменьшение водоотдачи. При прохождении глинистых пород

водоотдачу снижают до 3-4 см3/30мин)

- поглощение бурового р-ра – когда P столба бур.р-ра больше пластового давления (борьба:

необходимость готовить буровые р-ры не на воде, а на углеводородной основе или добавить

опилки, резиновую крошку или скорлупу).

- аварийные фонтаны (утяжелять баритом, гематитом, магнетитом)

39. Конструкция скважин и их виды

1) направление – на глубину от 5 до 30 метров забуривают скважину и цементируют до устья.

Предназначено для предохранения устья скважины от размыва и для напр-ия выхода из

скважины в желобную с-му.

2) кондуктор – от 40 до 60 м. Для перекрытия рыхлых четвертичных отложений и вечной

мерзлоты

3) технич. колонна – для перекрытия большой протяженности открытого ствола скважин,

где могут быть глины, водоносные пласты, интервалы СВПД. Необходима для качественного

вскрытия пластов. Цементирования до устья.

4) эксплутац. колонна – чтобы не допустить перетока нефти, газа, воды м/у пластами и

обеспечить качественное испытание и выработку каждого пласта по отдельности.

40. Подготовка и спуск обсадных колон

4 этапа:1) подготовка обс-ых труб.

Проверяют резьбу труб, состояние муфт, их шаблонируют, опрессовывают водой с п-ью

цементного агрегата, давление опрессовки 80-100 атмосфер. В журнале регистрирую d труб,

толщину стенки, марку стали, номер трубы и завод изготовитель. Чтобы если что предъявить

заводу изготовителю. Затем трубы укладывают по порядку спуска их в скважину.

2)подготовка скважины.Бур.р-р обр-ют хим.реагентами и производят 2-х кратную промывку ствола скв-н для выравнивания пар-ра бур.р-ра на входе и выходе из скважины

3)проверка бур.об-ия и планируемые работы бур.бригады

Т.к. при спуске обс.колонн произв. большая нагрузка на вышку и бур.об-ие, то проверяют

крепления узлов и сост. бур. двигателей насосов и тормозной с-мы, чтоб исключить аварии,

проводят инструкции буровой бур.бригады по вып.обязанностей.

4) спуск обсадных труб в скважину

Низ обс. Колоны оборудуют

-спец.башмаком – стальной патрубок длиной 30-50 см, который снизу оборудован чугунной или

дюралевой направляющей пробкой, в форме овала в торце и на боку которой имеется отверстие

для выхода цементного р-ра.

-выше башмака размещается башмачный патрубок 1.5-2м.

-выше обратный клапан, чтобы предотвратить после продавки цементного р-ра за колонну ствола

в обсадную трубу

-выше, на ближайшем стыке с обсадной трубой чугунное упорное кольцо на которое садится

верх. Прод.пробка, после вытеснения прод.р-ра за колонну. После этого спускают все абс. Трубы

согласно расчету, через 10-15 метров чтобы колона располагалась по центру скв-ны приваривают

пружинные фонари.