- •8 Механізми для обертання долота. Конструкція і їх технічна характеристика
- •9 Спуско-підіймальні операції, нарощування бурильної колони. Призначення допоміжного устаткування і інструментів. Послідовність дій при виконанні цих операцій
- •10 Ускладнення при бурінні
- •10.1 Геологічні умови буріння та можливі ускладнення. Шляхи запобіганню ускладнень та і їх ефективність
- •10.2 Способи і технічні засоби ліквідації нафтогазопроявів і прихоплень бурильного інструменту
- •10.3 Герметизація устя свердловини. Типи превенторів, схеми обв’язки устя та управління превенторами
- •11 Режим буріння
- •11.1 Особливості вибору параметрів режиму буріння та їх підтримання в процесі будівництва свердловин. Інформаційно-вимірювальний комплекс контролю параметрів режиму буріння
- •11.2 Буріння опорно-параметричних свердловин, їх призначення та використання для проектування і оптимізації параметрів буріння
- •12 Промивання свердловин та бурові розчини
- •12.1 Типи бурових розчинів для розбурювання різних порід
- •12.2 Технологія приготування бурових розчинів, первинна та повторна їх обробка хімічними реагентами. Механізми для приготування і обважнення бурових розчинів
- •12.4 Схема розміщення елементів циркуляційної системи та її робота
- •13 Кріплення свердловини
- •13.1 Конструкція свердловин. Обсадні труби та їх з’єднання. Оснастка обсадної колони та спуск її в свердловину
- •13.2 Тампонажні матеріали для цементування свердловин і їх властивості. Технологія цементування свердловин. Обв’язка при цементуванні
- •13.3 Обладнання для цементування свердловин
- •14 Розкриття та випробування продуктивних горизонтів
- •14.1 Методи входження в продуктивний пласт. Промивальні рідини, які при цьому застосовуються
- •14.2 Випробування продуктивних пластів у процесі буріння
- •14.3 Перфорація свердловин. Освоєння свердловини
- •15 Охорона навколишнього середовища при бурінні свердловини
- •Список використаної літератури
14.3 Перфорація свердловин. Освоєння свердловини
Використовують такі види перфорації: кульова, торпедна, кумулятивна і гід-ропіскоструминна (гідроабразивна).
При кульовій перфорації в обсадній колоні, цементній оболонці і гірській породі утворюються тріщини. Виникнення тріщин в цементній оболонці і колоні може призвести до обводнення свердловини по заколонному простору водами із вище- або нижчезалягаючих горизонтів.
Найбільшого поширення отримали кульові перфоратори типу ПБ2-100 і ПБ2-85, а також потужні перфоратори ПНВ-90, у яких пробивна здатність вища, ніж у кумулятивних при таких же габаритних розмірах.
Торпедні перфоратори відрізняються від кульових тим, що вони стріляють снарядами, які розриваються в пласті.
Торпедування, як метод розкриття пластів, застосовуються рідко. У деяких випадках його застосовують після проведення кумулятивної або кульової перфо-рації, якщо після них не одержали припливу або не досягли гідродинамічного зв’язку з пластом.
Кумулятивна перфорація є ефективнішою. Кумулятивні перфоратори відрізняються застосуванням спеціально сформованих зарядів вибухової речови-ни. Принцип їх дії полягає в тому, що вгнута форма поверхні заряду створює ефект концентрації енергії завдяки направленому виток продуктів вибуху.
Перед перфорацією свердловину ретельно промивають і заповнюють проми-вальною рідиною, яка повинна задовольняти вимоги первинного розкриття пласта. При проведенні перфорації необхідно виключити зниження фільтраційно-ємнісних властивостей колектора або незворотне закупорювання перфораційних каналів. Під час перфорації свердловина в зоні перфораційних об’єктів повинна бути заповнена спеціальною перфораційною рідиною, що має низьку закупорювальну дію, або перфорацію слід проводити при депресії.
Перед пуском свердловини в експлуатацію її устя герметизують. До експлуатаційної обсадної колони приєднують відповідну арматуру. Експлуатаційну колону перед перфорацією перевіряють опресуванням на герметичність. Виклик притоку рідини із пласта починається при умові, коли тиск стовпа рідини у свердловині буде меншим, ніж пластовий.
Знижують тиск на вибій наступними методами:
Послідовна зміна глинистого розчину в свердловині на рідину і газорі-динну суміші меншої густини.
Зниження рівня рідини в свердловині за допомогою поршня або жолонки.
При першому способі спочатку воду нагнітають у міжтрубний простір. Рідину витісняють із свердловини через нижню засувку в приймальну ємність. Після очищення від розчину свердловина починає фонтанувати навіть при неповній заміні розчину свердловини водою. Фонтанний струмінь після очищення його від глинистого розчину направляють у верхню викидну засувку. Якщо при заміні на воду свердловина фонтанує, воду замінюють нафтою. Це дає можливість плавно понизити тиск, що важливо при нестійкому колекторі.
Інколи і закачування нафти не дає позитивних результатів. Тоді рідину аерують або компресором знижують рівень.
Кращий результат досягається при рівномірному і поступовому дренуванні пласта та повному його очищенні шляхом нефорсованого відбору рідини із свердловини й поступового зниження на тиску на вибій.
Після початку роботи свердловини дають можливість очищення. Після цього свердловину досліджують на приплив і, визначивши норму видобутку, здають в експлуатацію.