включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основание скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в практике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатационных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондук­торов.

Время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементирования (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноколонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа.

По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5 МПа.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462×273x168 мм; 426×299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверхность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между продуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатационную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназначаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к выполнению последней операции — к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

3. Определить эквивалентную плотность бурового раствора при следующих исходных данных: _к.п.=1,3г/см³, _к.п.=1300кг/м³, Н=3000м, при потери давлений Р_к.п. в К.П. равны 8 бар.

БИЛЕТ №16

1. Освоение скважины.

Комплекс работ по вызову притока пластового флюида изпродуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины. Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию.

2. Классификация буровых растворов. Области применения буровых растворов.

Первоначальная классификация основан по назначению по БПЖ и использование при проведении геологоразведочных работ подразделялись: БПЖ для нормальных геологических условий- это вода, нормальные глинистые растворы, для осложненных геологических условий вязкопластические жидкости.

 Классификация: по способу приготовления это естественно наработанные и искусственно приготовленная по ГТН,

 классификация по основному эффектно достигнутому при химической обработки (ингибирующие, термостойкие, солестойкие, термосоленые).

Классификация по характеру воздействия (недеспиргирующие сюда относятся)

Классификация по содержанию твердой фазы бывает с низким содержанием – ТВ. глинистые фазы и Безглинистые растворы. это надо для сохранения коллекторских свойств пласта. Бур.рас-ы подразделяются по массовым применением и специального назначения для вскрытия продуктивного пластов, хемогенных отложений солей и при разбуривании пород чувствительной квотной взаимодействии. Классифицируются по плотности, утяжеленные и не утяжеленные (облегченные, Безглинистые растворы-есть полимерные аэрированные) Классификация по концентрацию солей-пресные натрий хлор до 1 %;слабоминерализованные от 1-3 %;среднеминерализованные от 3-20 %, высокоминерализованные.

 Принципы выбора бур.р-а зависит при классификации(это классификация по паусу)

-от состава разбуриваемых пород; - от проницаемости,_от наличие солей в пласте; - от устойчивости стенок скважины; - от пластового давления; - от температуры забоя.

В отечественной практике БПЖ классифицируется по назначению и состав дисперсной среды и дисперсной фазы на 3 группы: 1- раствор на водной основе бывает на пресной воде, ингибирующие когда туда соль вводим, полимерные и соленасыщенные.2- раствор на нефтяной основе; сюда относятся растворы на углеводородной основе РОУ, известково-битумные (ИБР);инвертные эмульсии :бур.р-р гидрофебезирующие кремнеорганическая… и на основе гидронов,эмульсии известково-битумный раствор.

3- газообразные растворы воздух,природный газ,выхлапные газы пена.

3. Максимальная скорость спуска БТ. Дано: η = 0,02 Н·с/м²; H=1800м; ρ=1,160 кг/м³; . Найти: U_max.

БИЛЕТ №17