ожного об'єкта. Крім того, два центратора (через 10 м) встановлюються безпосередньо вище черевика кондуктора, по одному на другий і п'ятий зверху трубах. У разі, якщо у видобувних свердловинах на відстані 2-8 м від продуктивного горизонту розташовується водоносний горизонт, в перемичкою, що розділяє їх, встановлюється заколонних пакер типу ПГПМ. У нагнітальних свердловинах такий же пакер встановлюється при товщині перемички до 12 м. Якщо перемичка менше 2 м або відсутній, то застосовується пакер типу ПЗМ. Допускається установка пакерів нових конструкцій по рекомендації та інструкції розробника. Швидкість спуску колони до покрівлі покурской свити - не більше 1.0 м / с, нижче - не більше 0.4 м / с. Проміжні промивки виробляються починаючи від покрівлі покурской свити, через кожні наступні 300 м з тривалістю промивки не менше 0.5 циклу, на забої - не менше двох циклів з доведенням параметрів бурового розчину до заданих значень. Тампонажні розчини нормальної щільності (1830 кг / м 3) перекривається інтервалом від забою на 150 м вище покрівлі верхнього горизонту (1918 м). З метою зменшення гидростатической навантаження на експлуатаційний об'єкт і забезпечення проектної висоти підйому цементного розчину застосовують тампонажний розчин малої щільності (гельцемент,?=1400 кг / м 3). Гельцементом цементують верхню частину розрізу: від рівня цементіровкі нормальним цементом і вище черевика кондуктора на 150 м (450 м) [2]. Рецептури тампонажних розчинів у всіх випадках уточнюються в лабораторії для конкретних партій матеріалів [8,9].
Контроль процесу цементування здійснюється станцією СКЦ - 2М.
У нагнітальних свердловинах підйом тампонажного розчину за експлуатаційною колоною до гирла.
4.2 Обв'язка гирла свердловин
Обладнання гирла свердловини забезпечує муфтову підвіску НКТ, герметизацію гирла (висновок кабелю і НКТ), подачу продукції та регулювання режиму експлуатації і можливість проведення різних технічних операцій. Герметичність виведення кабелю і НКТ досягається за допомогою рознімного конуса, що вставляється в хрестовину, гумового ущільнення і фланця. Для відводу затрубного газу в лінію нефтесброса монтується зворотний канал [9].
На гирлі свердловини обсадні колони обв'язуються, тобто з'єднуються частиною обладнання свердловини, званої колоною головкою.
Колонна головка жорстко з'єднує в єдину систему всі обсадні колони свердловини, сприймає зусилля від їх ваги і передає все навантаження кондуктору. Вона забезпечує ізоляцію і герметизацію міжколонних просторів і одночасно доступ до них для контролю стану стовбурової частини свердловини і виконання необхідних технологічних операцій.
Колонна головка служить п'єдесталом для монтажу експлуатаційного обладнання, спущеного в свердловину.
Конструктивно колонна головка - це поєднання кількох пов'язаних між собою елементів - котушок або хрестовин, несучих обсадні колони. Число цих елементів залежить від числа обсадних колон свердловин [9].
Порушення надійності колоною головки неминуче призводить до серйозних аварій, нанесення шкоди навколишньому середовищу, а в окремих випадках може бути причиною виникнення пожеж, вибухів, нещасних випадків.
До наземного обладнання відносять фонтанну арматуру (рис. 4.2) і м...
