нтори-це клапани, які можна закрити в будь-який момент при виявленні газовода-нефтепроявленій.
Превентори бувають трьох видів:
універсальні превентори, які виготовлені так, щоб закритися на трубі будь-якого розміру і форми, спущеною в свердловину. Вони зазвичай закриваються, коли свердловині загрожує викид;
трубні плашки двох видів: з постійним і змінним діаметрами. Плашки з постійним діаметром призначені для бурильних труб одного типорозміру і можуть використовуватися під час буріння. Плашки змінного діаметру призначені для ущільнення різних типорозмірів труб;
глухі і зрізують плашки. Глухі плашки застосовують для закриття свердловини, в якій немає бурильної колони або обсадних труб. Зрізавши плашка - різновид глухий плашки, яка може зрізати трубу і перекрити відкриту свердловину.
В В
Буріння свердловин
Після того як встановлено, що існує потенційна нафтоносна структура, єдиний спосіб підтвердження наявності нафти - буріння свердловини. Практично ймовірність виявлення нафти в нерозвіданих районах становить 1: 9.
У районах, де багато рослинності і нестійка грунт, напрямок (діаметром 762-1067 мм) вдавлюється агрегатом для забивання паль на глибину близько 30 м. Це необхідно для захисту поверхневих шарів від розмиву буровим розчином, що в результаті призводить до аварії на буровій. Нафтова свердловина зазвичай починається з буріння стовбура діаметром 393,7-914,4 мм і глибиною 60-100 м.
КНБК, необхідна для буріння свердловини великого діаметру на незначну глибину, зазвичай складається з УБТ і одного стабілізатора. Для більш глибоких свердловин потрібно більш жорстка КНБК з трьома стабілізаторами для буріння вертикального стовбура або для підтримання існуючого нахилу свердловини. Типова КНБК складається з долота, наддолотного стабілізатора, двох УБТ, стабілізатора, двох і трьох УБТ, стабілізатора, УБТ, товстостінних бурильних труб і бурильної колони до гирла свердловини.
Перша колона обсадних труб (з зовнішнім діаметром 339,7-361,99 мм) називається кондуктором і спускається, щоб забезпечити канал для бурового розчину і запобігти розмиву верхніх пластів.
Після того як кондуктор зацементований, на інший КНБК через кондуктор спускають долото меншого розміру і бурят новий стовбур до необхідної глибини. Глибина залежить від геологічних умов і пластових тисків. Потім спускають і цементують наступну колону обсадних труб. Процес буріння свердловини і спуску обсадних труб продовжується до тих пір, поки не буде досягнута глибина залягання нафти або газу.
Остання колона називається експлуатаційної.
Типові розміри свердловини і обсадних труб для району експлуатації (тобто де виявлена ​​нафту за результатами розвідувального буріння) наводяться в табл.
Необхідно відзначити, що використовуються і інші поєднання розмірів свердловини і обсадних труб, крім наведених у табл.
Наведені поєднання переважають на Близькому Сході, в Північному морі і Брунеї. p> типове поєднання ДІАМЕТРІВ СВЕРДЛОВИНИ І Обсадної ТРУБ
Діаметр, мм
Колона
В
свердловини
обсадних труб
В
В
914,4
762
Напрямок I
В
609,6
473,1
Напрямок II
В
660,4
508
В
444,5
339,7
Кондуктор
В
311,2
244,5
Проміжна
В
215,4
114,3
Експлуатаційна або експлуатаційний хвостовик
В
215,4
127
В
.
В В
ЗБІРКА КНБК І бурильної колони
Перед бурінням свердловини КНБК збирають на підлозі вишки. Спочатку на долото нагвинчують наддолотного переводник, потім з'єднують УБТ і стабілізатори. Після цього КНБК спускають в свердловину і підвішують у роторі на останньому замку (на муфті) Бурильні труби укладають на кладці, прилеглих до бурової
Для підйому кожної бурильної труби використовують малий підйомний кран, встановлений на буровій
Кожну трубу розміщують спочатк...
