y"> Кріплення свердловини проводити згідно РД 39-0147585-201-00 В«Збірник інструкцій регламентів і РД за технологією кріплення свердловин на родовищах ВАТВ« Татнефть В»
Рекомендується, буріння свердловини до продуктивного (проектного) карбонатного пласта вести на технічній воді або глинистому розчині, в зонах ускладнень. Продуктивний пласт розкривати розчинами на полімерній основі для збереження колекторських властивостей - ФЕС роторним способом. Після розкриття провести перфорацію на цьому ж розчині. Спустити колону. Провести цементування колони в два ступені і глибоку перфорацію на розчинами на полімерній основі. Освоїти свердловину з кислотною ОПЗ. p align="justify"> У ТатНІПІнефть розроблений регламент на заканчіваніе свердловин будівництвом родовищ Татарстану.
Кріплення свердловин пробурених на девонские відкладення виробляти наступним чином:
технологія кріплення включає двоступенева цементування експлуатаційної колони, заколонних пакер ПДМ (муфта МСЦ) встановлюється вище продуктивного шару так, щоб статичний
тиск стовпа цементного і бурового розчину було не більше ніж на 5-10%
вище пластового. Цементування першого ступеня до ПДМ (МСЦ) виробляти пластифікованим тампонажним розчином (ПТР) щільністю 1820 кг/м3. Другу сходинку (вище ПДМ або МСЦ) цементувати трьома порціями: перша порція - тампонажний розчин із зниженою водоотдачей, друга - полегшений тампонажний розчин (ОТР), третя - тампонажний розчин із зниженою водоотдачей;
буріння свердловини, спуск і цементування експлуатаційної колони до покрівлі продуктивного пласта з наступним розкриттям продуктивної частини в щадному режимі і кріплення його цементованої "хвостовиком" з використанням пластифікованого тампонажного розчину (ПТР).
У процесі первинного розкриття турнейского ярусу і підготовки стовбура свердловини до кріплення призвести гідравлічну хвильову кольматацію проникних пластів з використанням забійних Кольмататори.
Кріплення свердловини на Турнейскій ярус рекомендується проводити в залежності від вибору типу конструкції вибою після буріння наступним чином:
) спустити експлуатаційну колону з обладнанням для селективної ізоляції в інтервал продуктивного шару з подальшим її цементування;
) буріння свердловини, спуск і цементування експлуатаційної колони до покрівлі продуктивного пласта з наступним розкриттям продуктивної частини в щадному режимі і залишенням відкритого забою;
) буріння свердловини, спуск і цементування експлуатаційної колони до покрівлі продуктивного пласта з наступним розкриттям продуктивної частини в щадному режимі і кріплення її нецементіруемим "хвостовиком" відповідного діаметру.
Конструкції свердловин
Варіант конструкції скв.Наіменованіе колонниДіаметр долота, ммДіаметр колони, ммГлибина спуску колони, мТолщіна стінки колони, мм; марка сталіУровень підйому цементу за колонной1.Направленіе393, 9329,95010 ДДО устьяКондуктор295, 3244,53507,9 Д-" ; -Е/колонна для: добивающіх215, 9168,3 (146,1) на 100 м вище вибою ніжніе100 М7, 3Д (7,0 Д) 8,9 Д (7,7 Д) - "-"-нагнетательних215, 9168 , 3до забоя8, 9Д-"-2.Направленіе490, 0426,04010 ДДО устьяПромежуточний кондуктор393, 9323,92008,5 Д-"-Кондуктор295, 3244,53607,9 Д-"-Е/колонна для: добивающіх215, 9168,3 ( 146,1) на 100 м вище вибою нижні 100 М7, 3Д (7,0 Д) 8,9 Д (7,7 Д) - "-"-нагнетательних215, 9168,3 до забоя8, 9Д-"-3.Направленіе393 , 9323,95010 ДДО устьяКондуктор299, 5244,53507,9 Д-"-Е/колонна215, 9168,3 до хвостовіка7, 3Д-"-Хвостовік139, 7114,3 до забоя8, 6дней цементировать4.Направление490, 0426,04010 ДДО устьяПромежуточний кондуктор393, 9323,92108 , 5Д-"-Кондуктор295, 3244,53607,9 Д-" -Е/колонна215, 9168,3 до хвостовіка7.3Д-"-Хвостовік139, 7114,3 до забоя8, 6дней цемент.
5. Ускладнення, що зустрічаються при експлуатації видобувних і нагнітальних свердловин
Видобута продукція свердловин має специфічними особливостями, осложняющими здобич. Похило-спрямований характер профілю в поєднанні з деякими чинниками, ускладнює експлуатацію свердловин, різко знижує коефіцієнт їх використання і в кінцевому підсумку помітно підвищує собівартість извлекаемой нафти. p align="justify"> Однією з причин, що знижують продуктивність нафтових свердловин є утворення асфальтосмолопарафінових відкладень (АСПО) в привибійній зоні пласта і в стовбурі свердловини.
При виборі способу видалення АСПО необхідно мати на увазі наступне - оскільки універсального способу придатного для всіх умов до теперішнього часу не знайдено, інженерно-технологічна служба НГВУ повинна планувати і здійснювати заходи спрямовані на запобігання і ліквідацію АСПО з урахуванням конкретних геолого-фізичних умов, вл...
