до свічнику (майданчику на підлозі вишки), що розташований під полами верхового робітника. Вільні елеватори потім опускають і закріплюють на залишилася бурильної колоні, клини для захоплення прибирають з ротора і наступну свічку бурильних труб витягують з свердловини.
Цей процес продовжується до тих пір, поки вся бурильна колона не підвищиться з свердловини і встановлена ​​в буровій вишці.
При спуску послідовність та ж, що і при підйомі, але в зворотному порядку, тобто трубу піднімають з підсвічники з допомогою елеватора. К.НБК, що включає долото і УБТ, спускають у свердловину в першу чергу.
Коли свердловина пробурена, випробувана і закінчена, свічки бурильних труб розбирають на окремі труби для пересування на нову бурову.
В
Рис 10 Січня Елеватори для труб
Каротаж, ОБЛАДНАННЯ І заканчивания свердловин
Після буріння свердловини до проектної глибини зазвичай проводять свердловинні дослідження (каротаж), як у відкритому, так і в обсадженому стовбурі за допомогою спеціальної апаратури, що спускається на кабелі.
Основні поділи дослідження свердловини в необсаженной стовбурі - визначення пористості, водонасиченому і меж продуктивної зони або зон. Ці параметри необхідні для встановлення кількості извлекаемой нафти і часу експлуатації пласта. Свердловинні дослідження детально викладені в роботі. У більшості розвідувальних та експлуатаційних свердловин проводять поточні дослідження і визначають пластовий тиск, тип і якість вуглеводнів. Експлуатаційні дослідження проводять для визначення показника продуктивності нафтової чи газової свердловини. Випробування випробувачем пласта, спущеним на колоні бурильних труб, проводять з метою контролю свердловинних експлуатаційних характеристик, для визначення видів флюїду і деяких пластових параметрів.
заканчивании нафтової свердловини включає установку експлуатаційного пакера, спуск колони НКТ і перфорацію продуктивної зони (зон). Експлуатаційний пакер встановлюють безпосередньо над продуктивної зоною, в результаті чого з-атрубное простір ізолюється від пластового тиску, а також обмежується надходження рідини в НКТ. НКТ нагвинчують на підвісний пристрій в колоною голівці (рис. 1.15) і встановлюють в котушку колоною головки.
У районах з кількома нафтовими пластами в одній і тій же свердловині не можна допускати подвійну експлуатацію, коли дві колони НКТ спускають в різні продуктивні зони. Таким чином, необхідно два пакера для ізоляції продуктивних зон від затрубного простору.
До верхнього фланця котушки головки НКТ приєднують фонтанну арматуру (ялинку).
Фонтанна арматура - це сталеве пристрій з порожнистим каналом всередині, поєднане з верхньою частиною НКТ. Вона має ряд клапанів для управління потоком вуглеводнів, що надходять з
свердловини. br/>
П
В
Рис. 1.15. Схема обладнання для експлуатації свердловини двома колонами НКТ:
/- башмак обсадної колони діаметром 177,8 мм; 2,3 - інтервали перфорації для довгої і короткої колон НКТ; 4, 28 - направляючий безмуфтова башмак діаметром 60,3 мм з різьбою типу CS для спуску приладів на кабелі; 5 - короткий безмуфтова Перевідники з різьбою типу CS; 6 - ніпельний переводник діаметром 60,3 мм типу XN фірми В«ОтісВ» (має звужене прохідне отвір); 7 - перфорована труба-фільтр діаметром 60,3 мм; В«- труба НКТ діаметром 50,8 мм; 9, 21 - ніпельний переводник діаметром 60,3 мм типу X фірми В«ОтісВ»; 10, П - НКТ діаметром 60,3 мм;// - Переводник НКТ 60,3 X73 мм; 12 - НКТ діаметром 73 мм; 13 - коротка колона НКТ 60.3Х х73 мм; 14 - довга колона НКТ діаметром 73 мм; 15 - обсадна колона діаметром 219 мм; 16 - підвіска потайний обсадної колони діаметром 177,8 мм; 18 - пристрій типу SSD фірми В«ОтісВ» з ковзної бічній дверцятами; 19 - секція захисних труб діаметром 60,3 мм; 20 - башмак обсадної колони діаметром 219 мм; 22 - локатор (посадковий Перевідники) типу G-22 фірми В«Бей-керВ»; 23 - пакер типу F-1 фірми В«БейкерВ»; 24 - ущільнювальне пристрій; 25 - безмуфтова перфоровані труби діаметром 60,3 мм з різьбленням; 26 - ніпельний переводник діаметром 60,3 мм типу XN; 27 - короткий переводник діаметром 60,3 мм; 29 - потайна колона діаметром 177,8 мм
Долото ДЛЯ роторного буріння
Бурове долото-невід'ємна частина бурильної колони, і його вірний вибір неможливо переоцінити. Бурове до-лото руйнує породу в результаті спільної дії осьового навантаження і крутного моменту. Зруйнована порода вимивається з забою буровим розчином, дозволяючи долоту руйнувати знову утворену поверхню. У результаті цього процесу- руйнування породи та очистки вибою - утворюється стовбур свердловини.
У даній главі викладені результати роботи шарошечні доліт для роторного буріння і'пріведен корот...
