- •1. Поняття про свердловину та її елементи
- •2. Класифікація свердловин
- •3. Способи буріння свердловин
- •1) Ударним:
- •2) Обертальним:
- •3) Ударно-обертальним.
- •4. Поняття про цикл будівництва свердловини
- •5. Складові елементи та основні параметри бурових установок
- •6. Наземні споруди і бурове обладнання
- •7. Принцип вибору бурової установки
- •8. Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •9. Лопатеві долота.Конструктивні особливості,обл.. Застосування.
- •10.Шарошкові долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •11. Алмазні долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •12. Твердосплавні долота.Область застосування.Переваги та недоліки.
- •13. Долота для з відбору керна.Керновідбірні пристрої.
- •14. Показники роботи бурових доліт
- •15.Турбобури та їх конструктивні особливості.
- •1)Турбіни
- •2)Корпус
- •4)Опори
- •16.Гвинтові вибійні двигуни та їх конструктивні особливості.
- •17.Електробури.Система підведення струму.
- •18.Призначення та складові елементи бурильної колони.
- •19.Умови роботи бурильної колони.
- •20.Бурильні труби.Елементи для зєднання.Перехідники.
- •21.Ведучі бурильні труби.Обважнені бурильні труби.
- •22. Поняття про режим буріння та його параметри
- •23. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість буріння
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •24. Вплив частоти обертання долота на механічну швидкість буріння
- •25. Вплив витрати промивальної на механічну швидкість буріння
- •26. Принципи вибору параметрів режиму буріння
- •27. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •28. Класифікація промивальних рідин
- •29. Властивості промивальних рідиндин(густина,фільт.,кіркоутвор.,абразивні).
- •30Властивості промивальних рідин (густина,фільт., кіркоутвор., абразивні
- •31. Обважнення промивальних рідин.Вимоги до обважнювачів.
- •32.Класифікація хімічних реагентів.
- •33. Приготування промивальних рідин
- •34. Очищення промивальних рідин
- •35. Причини викривлення свердловин.
- •36. Способи попередження довільного викривлення свердловин
- •37. Мета буріння похило-скерованих свердловин.
- •38. Види профілів похило-скерованих свердловин.
- •39. Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів
- •40. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості пласта
- •41. Принципи вибору технології первинного розкриття
- •42.Випробовування продуктивних горизонтів в процесі буріння.
- •43. Мета та способи кріплення свердловин
- •44. Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •45. Принципи проектування конструкцій свердловин.
- •46.Обсадні труби та їх зєднання.
- •47. Умови роботи обсадної колони у свердловині.
- •48. Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •50.Оснастка низу обсадних колон.
- •51.Мета та способи цементування свердловин.
- •52.Тампонажні матеріали.
- •53.Властивості тампонажного поршку.
- •54. Властивості тампонажного розчину.
- •55. Властивості тампонажного каменю.
- •56. Принципи розрахунку одноступінчастого цементування свердловин.
- •57.Поняття про якість спорудження свердловини і принципи її оцінювання.
- •58. Класифікація ускладнень
- •59. Поглинання промивальних рідин. Причини поглинань.
- •60.Технологія попередження поглинань.
- •61.Способи ліквідації поглинань.
- •62. Нафтогазоводопроявлення, причини їх виникнення.
- •63.Діагностика флюїдопроявів.
- •64. Попередження флюїдопроявлень .
- •65.Способи ліквідації флюїдопроявлень
- •66. Порушення цілісності стінок свердловини,причини виникнення ускладнень.
- •67.Способи попередження ускладнень,пов’язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.
- •68. Прихвати колони труб,їх причини.
- •69.Способи попередження прихватів.
- •70.Ліквідація прихватів.
- •71. Види та причини аварій
- •72.Попередження аварій
- •73. Ліквідація аварій. Ловильний інструмент.
39. Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів
Під первинним розкриттям розуміють комплекс робіт, пов'язаний з розбурюванням продуктивного пласта, забезпеченням міцності і стійкості привибійної частини свердловини.
При одному із способів (рис. 11.1 а) до первинного розкриття пласта приступають після того, як свердловина закріплена до його покрівлі експлуатаційною колоною і зацементована. Після розбурю-вання пласта ствол свердловини залишають відкритим.
Цей спосіб має ряд переваг:
склад і властивості промивальної рідини можна вибирати із врахування особливостей тільки даного пласта, що дозволяє звести до мінімуму небезпеку забруднення колектора;
найбільша поверхня фільтрації пластового флюїду у свердло вину;
зменшується витрата обсадних труб і тампонажних матеріа лів на кріплення свердловини;
виключається небезпека забруднення продуктивного пласта тампонажним розчином;
відпадає необхідність вторинного розкриття з метою сполу чення ствола свердловини з пластом.
Другий спосіб первинного розкриття (рис. 11.1б) відрізняється від попереднього тим, що ствол свердловини у продуктивному пласті закріплюють спеціальним фільтром, який підвішують в обсадній колоні, але не цементують. Кільцевий простір між фільтром і колоною ізолюють пакером .Порівняно з першим тут дещо більша витрата обсадних труб.
Найширше розповсюджений третій спосіб, показаний на рис. 11.1в. При цьому способі продуктивний пласт розбурюють, не перекриваючи попередньо вищезалягаючі породи обсадними трубами. Після розбурювання продуктивного пласта закріплюють його експлуатаційною колоною і цементують. Для сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивним пластом у колоні і цементному кільці пробивають отвори.
Спосіб має ряд переваг:
дозволяє сполучати свердловину з будь-якою за товщиною ділянкою продуктивного пласта і одержувати приплив пластового флюїду тільки з неї;
проводити спеціальну обробку цієї ділянки з метою покра щення колекторських властивостей приствольної зони та інтенсифі кації припливу з неї;
1-обсадна колона; 3-цементний камінь; 6-продуктивний горизонт; 2-фільтр; 4-пакер або підвісний пристрій; 8-водоносний горизонт; 5-перфораційні отвори; 7-потайна колона.
Рисунок 11.1— Схема первинного розкриття продуктивних
горизонтів.
Спосіб має і суттєві вади:
склад і густину промивальної рідини необхідно вибирати із врахуванням стійкості, коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тиску поглинання
продуктивний пласт може суттєво забруднитися тампонаж ним розчином, оскільки надлишковий тиск при цементуванні значно більший, ніж при бурінні;
цей спосіб не забезпечує стійкості та цілісності незцементо- ваних і слабозцементованих колекторів.
четвертий спосіб, показаний на рис. 11.1г. При цьому способі нижню частину плуатаці йної колони складають з фільтра, цементують свердловину вище покрівлі продуктивного пласта.