
- •1. Поняття про свердловину та її елементи
- •2. Класифікація свердловин
- •3. Способи буріння свердловин
- •1) Ударним:
- •2) Обертальним:
- •3) Ударно-обертальним (експериментальний).
- •4. Поняття про цикл будівництва свердловини
- •5. Складові елементи та основні параметри бурових установок
- •6. Наземні споруди і бурове обладнання
- •7. Принцип вибору бурової установки
- •8. Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •9. Лопатеві долота. Конструктивні особливості, обл. Застосування.
- •10. Шарошкові долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •11. Алмазні долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •12. Твердосплавні долота. Область застосування. Переваги та недоліки.
- •13. Долота для з відбору керна. Керновідбірні пристрої.
- •14. Долота спец. Призначення. Констр. Особливості, обл. Застосування.
- •15. Показники роботи бурових доліт
- •16.Турбобури та їх конструктивні особливості.
- •17.Гвинтові вибійні двигуни та їх конструктивні особливості.
- •18. Електробури. Система підведення струму.
- •19. Призначення та складові елементи бурильної колони.
- •20. Умови роботи бурильної колони.
- •21. Бурильні труби. Елементи для зєднання. Перехідники.
- •22. Ведучі бурильні труби. Обважнені бурильні труби.
- •23. Поняття про режим буріння та його параметри
- •24. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість буріння
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •25. Вплив частоти обертання долота на механічну швидкість буріння
- •Обертання на механічну швидкість проходки
- •26. Вплив витрати промивальної на механічну швидкість буріння
- •27. Принципи вибору параметрів режиму буріння
- •28. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •29. Класифікація промивальних рідин
- •Властивості промивальних рідин (густина, фільтраційні та кіркоутворюючі, абразивні).
- •31. Властивості промивальних рідин (ум. В’язкість, тиксотрпні та реологічні)
- •Обважнення промивальних рідин.Вимоги до обважнювачів.
- •33. Класифікація хімічних реагентів.
- •34. Приготування промивальних рідин
- •35. Очищення промивальних рідин
- •36. Причини викривлення свердловин.
- •37. Способи попередження довільного викривлення свердловин
- •38. Мета буріння похило-скерованих свердловин.
- •39. Види профілів похило-скерованих свердловин.
- •40. Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів
- •41. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості пласта
- •42. Принципи вибору технології первинного розкриття
- •43. Випробовування продуктивних горизонтів в процесі буріння.
- •44. Мета та способи кріплення свердловин
- •45. Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •46. Принципи проектування конструкцій свердловин.
- •47. Обсадні труби та їх з’єднання.
- •48. Умови роботи обсадної колони у свердловині.
- •49. Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •50. Принципи проектування конструкції обсадних колон.
- •51. Оснастка низу обсадних колон.
- •52. Мета та способи цементування свердловин.
- •53. Тампонажні матеріали.
- •54. Властивості тампонажного поршку.
- •55. Властивості тампонажного розчину.
- •56. Властивості тампонажного каменю.
- •57. Принципи розрахунку одноступінчастого цементування свердловин.
- •58. Класифікація ускладнень
- •59. Поглинання промивальних рідин. Причини поглинань.
- •60.Технологія попередження поглинань.
- •61.Способи ліквідації поглинань.
- •62. Нафтогазоводопроявлення, причини їх виникнення.
- •63.Діагностика флюїдопроявів.
- •64. Попередження флюїдопроявлень.
- •65. Способи ліквідації флюїдопроявлень.
- •66. Порушення цілісності стінок свердловини, причини виникнення ускладнень.
- •67. Способи попередження ускладнень, пов’язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.
- •68. Прихвати колони труб, їх причини.
- •69. Способи попередження прихватів.
- •70. Ліквідація прихватів.
- •71. Види та причини аварій
- •72. Попередження аварій
- •73. Ліквідація аварій. Ловильний інструмент.
Рисунок
25.1 – Вплив швидкостіОбертання на механічну швидкість проходки
26. Вплив витрати промивальної на механічну швидкість буріння
Безперервна циркуляція промивальної рідини повинна забезпечувати чистоту ствола та вибою свердловини, охолодження долота, сприяти ефективному руйнуванню породи, запобігати ускладненню. Вплив витрати промивальної рідини на механічну швидкість показано на рисунку 26.1. Як видно з рисунку 26.1, поки не забезпечується своєчасне і повне видалення шламу, механічна швидкість продовжує підвищуватись із збільшенням витрати промивальної рідини майже лінійно.
Після досягнення практично достатньої витрати Qд , механічна швидкість все ще може зростати, але уже дуже повільно (ділянка Qд - Qmax) внаслідок кращого охолодження долота, кращої очистки вибою і долота, зниження концентрації шламу в розчині, зменшення густини розчину в кільцевому просторі і зменшенні тиску на вибій. Проте, при подальшому зростанні витрати почне переважати підвищення втрат тиску на подолання гідравлічних опорів у кільцевому просторі, загальний тиск на вибій почне рости, і механічна швидкість буде знижуватись.
Рисунок 26.1 –
Вплив витрати промивальної рідини на
механічну
швидкість проходки
І ІІ
І обл. – це обл. недостатнього очищення вибою від вибуреної породи. При достатній витраті весь шлам виноситься із вибою і подальше зростання витрати не призводить до зростання мех. шв-ті буріння.
27. Принципи вибору параметрів режиму буріння
1) Осьове навантаження на долото можна визначити з двох умов:
- з умови об’ємного руйнування гірс. породи;
- за питомим навантаженням.
З умови об’ємного руйнування осьове навант. на долото знаходиться за формулою:
(27.1)
де Gд - осьове навантаження об’ємного руйнування породи, Н;
К - коефіцієнт, який враховує зміни умов руйнування породи на вибої, К = 0,4-0,7;
Ршт - твердість породи за штампом, Н/м2;
Fвиб - площа контактної поверхні породоруйнуючих елементів долота з вибоєм, м2.
За питомим навантаженям осьове на вант. на долото можна визначити:
(27.2)
де g0 – питоме навантаження на одиницю діаметра, Н/м; Dд – діаметр долота, м.
Частота обертання шарошкового долота визначається виходячи з умови забезпечення мінімально необхідного часу контакту зубця долота з породою
(27.3)
де dш , Dд - відповідно діаметр шарошки та долота, м;
Zmax - максимальна кількість зубців на периферійному вінці шарошки;
min - мінімально необхідний час контакту зубця долота з вибоєм, с (min = (37)·10-3 c).
Витрату промивальної рідини визначають із умов ефективної очистки вибою і забезпечення виносу вибуреної породи по затрубному кільцевому просторі.
З умови ефективного очищення вибою:
(24.4)
де q0 - питомі витрати промивальної рідини, м3/с/м2: q0 = (0,35-0,5) м3/с/м2 - при роторному способі і електробурінні і q0=(0,5-0,7) м3/с/м2 при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами;
Fв - площа вибою свердловини, м2.
З умови забезпеч. виносу вибуреної породи в кільцевому просторі:
(27.5)
Vmin - мінімальна швидкість руху промивальної рідини в кільцевому просторі, що забезпечує виніс породи, м/с: Vmin=(0,4- 0,6) м/с і залежить від діаметра долота і твердості породи;
Fкп - площа кільцевого простору, м2.
За характеристику насосної установки беруть найближче більше значення Q, якому відповідає значення допустимого тиску для даних циліндрових втулок.