
- •Перелік умовних позначень
- •1. Розвиток бурової справи на україні
- •1.1. Мета і завдання курсу
- •1.2. Розвиток бурової справи на Україні
- •2. Класифікація свердловин за призначенням. Конструкція свердловин
- •2.1. Класифікація свердловин
- •2.2. Конструкція свердловин
- •3. Основні складові та техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •3.1. Основні складові процесу будівництва свердловин
- •3.2. Основні техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •4. Способи і режимибуріння свердловин
- •4.1. Способи буріння свердловин
- •4.2. Режими буріння свердловин
- •5. Фізико-механічні властивості гірських порід
- •5.1. Загальні відомості про гірські породи.
- •5.2.Фізико-механічні властивості гірських порід
- •6. Породоруйнуючий інструмент
- •6.1. Призначення та класифікація породоруйнуючих інструментів
- •6.4. Бурові долота спеціального призначення
- •7. Промивання свердловин
- •7.1. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •7.3. Властивості промивальних рідин
- •8. Бурильна колона
- •8.1. Умови роботи бурильної колони
- •8.2. Конструктивні особливості елементів бурильної колони
- •8.2.1. Бурильні труби та з'єднуючі муфти
- •8.2.2. Бурильні замки
- •8.2.3. Обважнені бурильні труби
- •8.2.4. Ведучі бурильні труби
- •8.2.5. Перехідники
- •8.3. Технологічне оснащення бурильної колони
- •9. Кріплення свердловин
- •9.1. Мета і способи кріплення свердловин
- •9.2. Обсадні труби та їх з’єднання
- •9.3. Оснащення обсадних колон
- •10 Цементування свердловин
- •10.1. Мета цементування свердловин
- •10.2. Способи первинного цементування
- •10.2.1. Одноступінчасте цементування
- •10.3. Тампонажні матеріали
- •10.3.1. Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них
- •10.3.2. Класифікація тампонажних матеріалів
- •11 Первинне розкриття та випробування продуктивних пластів
- •11.1. Способи первинного розкриття продуктивних пластів
- •11.2. Суть, способи та задачі випробування перспективних горизонтів
- •12 Умови залягання покладів вуглеводнів. Елементи фізики нафтового пласта
- •12.1. Умови залягання покладів вуглеводнів
- •12.2. Колекторські властивості теригенних (уламкових) гірських порід
- •12.3. Колекторські властивості карбонатних (тріщинуватих) порід
- •13 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.1. Джерела і характеристики пластової енергії
- •13.2. Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.3. Нафтовилучення із пластів
- •14. Освоєння і дослідження свердловин
- •14.1. Освоєння свердловин
- •14.2. Методи дослідження пластів і продуктивності свердловин
- •14.3. Дослідження нафтових свердловин на приплив при сталому режимі
- •15. Системи розробки нафтових і газових родовищ
- •15.1. Виділення експлуатаційних об’єктів
- •15.2. Системи розробки багатопластових родовищ
- •15.3. Системи розробки експлуатаційних об’єктів (покладів)
- •16. Методи підвищення нафто- і газовіддачі пластів
- •16.1. Фактори, що впливають на повноту вилучення нафти й газу з покладів
- •16.2. Методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •16.3. Газо- і конденсатовіддача газових і газоконденсатних покладів
- •17. Способи експлуатації нафтових і газових свердловин
- •17.1. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
- •17.1.1. Способи підйому нафти на поверхню
- •17.1.2. Зміна тисків по глибині свердловин при різних способах експлуатації
- •17.1.3. Обладнання свердловин
- •17.1.4. Газліфтна експлуатація свердловин і застосовуване обладнання
- •17.2. Експлуатація свердловин глибинонасосними установками
- •17.2.1. Устрій та обладнання штангових насосних установок
- •17.2.2. Експлуатація свердловин заглибленими відцентровими електронасосами
- •17.2.3. Інші види безштангових насосів, що застосовуються при експлуатації нафтових свердловин
- •17.3. Вибір раціонального способу експлуатації свердловин
- •17.4. Обладнання та експлуатація газових свердловин
- •17.4.1. |Конструкція свердловин
- •17.4.2. Режим експлуатації газових свердловин
- •18. Методи підвищення продуктивності свердловин
- •18.1.Кислотна обробка пласта
- •18.2. Гідравлічний розрив пластів
- •18.3. Гідропіскоструминна перфорація
- •18.4. Теплофізичні методи впливу
- •18.5. Імпульсно-ударний і вібраційний вплив
- •19. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин. Підземний ремонт свердловин
- •19.1. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин
- •19.2. Ремонт свердловин
- •Термінологічний словник
- •Список літератури
- •36011, М. Полтава, просп. Першотравневий, 24
9.3. Оснащення обсадних колон
У конструкцію низу обсадної колони входять направляюча пробка, башмак, башмачний патрубок, зворотний клапан та упорне кільце (кільце "стоп").
Направляюча пробка прикріплюється до башмака (рис. 9.5) і служить для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску. Направляючі пробки виготовляють з легкорозбурюваних матеріалів (дерево, бетон, чавун, пластмаса). Вони виконуються обтічної форми і мають центральні і бокові прохідні канали.
Б
ашмак
встановлюють для підвищення міцності
нижнього кінця
обсадної колони і її захисту від
пошкоджень при посадці на уступи в
стовбурі свердловини. Він являє собою
спеціальне товстостінне
стальне кільце (товста труба довжиною
0,3 – 0,5 м) (рис. 9.5).
Зовнішній діаметр башмака дорівнює
діаметру муфти, а внутрішній
– внутрішньому діаметру труби.
Башмак з'єднується з башмачним патрубком товстостінною обсадною трубою довжиною близько 2 м, в якій по спіральній (гвинтовій) лінії просвердлені отвори для виходу рідини. Діаметр та кількість отворів вибирають з таким розрахунком, щоб швидкість витікання рідини з них при промиванні і цементуванні не перевищувала 20 м/с, а потік рідини рівномірно розподілявся по периметру колони.
1 – башмак; 2 – бокові промивальні канали; 3 – направляюча пробка
Рис. 9.5. Башмак з направляючою пробкою
З
воротний
клапан призначений для попередження
надходження тампонажного розчину із
кільцевого простору свердловини в
колону після
закінчення цементування. Він встановлюється
на віддалі однієї-двох
труб від башмака. Застосовують тарілчасті,
кульові і диференціальні зворотні
клапани.
Найдосконалішим є диференціальний зворотний клапан типу ЦКЗД (рис. 9.6).
На обсадну колону такий клапан нагвинчують без запірної кулі. При спуску обсадної колони в свердловину витіснювана промивальна рідина направляється частково в кільцевий простір, а частково через дросель клапана всередину обсадних труб. Завдяки
1 – корпус; 2 – натискне кільце; 3 – гумові шайби; 4 – гумова діафрагма; 5 – упорне кільце; 6 – куля; 7 – обмежувач; 8 – еластична мембрана; 9 – дросель
Рис. 9.6. Диференціальний зворотний клапан ЦКЗД
цьому досягається самозаповнення колони рідиною, а гідравлічні втрати в кільцевому просторі стають меншими, ніж у випадку, коли клапан повністю закритий і вся витіснювана рідина направляється в заколонний простір.
Після спуску колони в неї кидають пластмасову кулю і потоком промивальної рідини проштовхують через гумову діафрагму до посадки в сідло обмежувача. З цього моменту пристрій ЦКЗД починає працювати як зворотний клапан. При прямій циркуляції рідина з колони витікає в свердловину через вікна в обмежувачі, прикриті гумовотканинною мембраною. Зворотному руху рідини із свердловини в колону перешкоджає куля, яка піднімаючись, опирається в гумову діафрагму і повністю закриває прохід.
Клапан ЦКЗД може виконувати також функцію упорного кільця для розділювальної цементувальної пробки.
При застосуванні іншого типу зворотного клапана над ним (через трубу) в спеціальній подовженій муфті закріплюють упорне кільце "стоп" для фіксації закінчення процесу протискування цементного розчину. Упорне кільце виготовляють з чавуну у вигляді шайби товщиною 12 – 15 мм. Діаметр отвору на 60 – 75 мм менший від зовнішнього.