информация поступает на преобразователь RS485-RS232
Расчет веса колонны и нагрузки на долото.
Измерение глубины забоя.
Измерение глубины скважины осуществляется с помощью датчика глубины, который устанавливается на станине буровой лебедки. Датчик преобразует угол поворота буровой лебедки в импульсы, прямо пропорциональные перемещениям тальблока.
Контрольные замеры проводить при перевахтовке буровой бригады, т.е. 2-3 раза в сутки, а также при возникновении необходимости, при спорных моментах и пр.
Газовый каротаж. Выявление перспективных интервалов.
ГТН и программа проведения ГТИ.
БИЛЕТ №13
Датчик приближения. Принцип работы и область использования.
Особенности решаемых задач для скважин различного назначения.
Определение плотности, вязкости и водоотдачи бурового раствора.
Поглощение и проявление бурового раствора. Предельные значения.
Условия формирования коллектора.
БИЛЕТ №14
Монтаж станции гти на буровой.
Начальник партии не имеет право начать проведение исследований при отсутствии вышеуказанного акта.
3. Перед началом работ все члены буровой бригады должны быть проинструктированы начальником партии ГТИ о правилах техники безопасности при исследованиях в процессе бурения. Отметка о проведенном инструктаже заносится в журнал учета инструктажа буровой бригады.
4. Для установки станции, лаборатории, геологической кабины перед буровой со стороны желобов должна быть подготовлена рабочая площадка на расстоянии от основания вышки не менее чем высота вышки плюс 10 м. Все места установки датчиков, распредкоробок, рубильников, оборудования, места расположения желобного дегазатора, вибросито должны быть освещены.
В условиях бурения скважин с насыпных оснований ограниченного размера или с платформ станцию, лабораторию, геологическую кабину разрешается устанавливать непосредственно около основания вышки по согласованию с органами Госгортехнадзора. Запрещается установка станции ГТИ со стороны выхлопных труб дизельных установок, под линиями электропередач, вблизи нефтетопливохранилищ.
5. К рабочей площадке должны быть подведены переменный ток от отдельного рубильника силовой сборки буровой установки, вода и контур заземления. Подключение к этой линии других потребителей электроэнергии во время проведения исследований запрещается.
При подсоединении потребителей электроэнергии к сети 380/220В необходимо руководствоваться "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", М., "Энергоатомиздат",1992 г
Подключение станции, лаборатории, геологической кабины к сети производится электриком буровой в присутствии начальника партии ГТИ.
6. Соединительные кабели и газовоздушная линия, связывающие станцию ГТИ с датчиками и выносным оборудованием, должны подвешиваться на опорах или находиться в охранных приспособлениях, исключающих возможность их повреждения транспортными средствами и передвижными механизмами.
7. Для установки дегазатора и расходомера промывочной жидкости в желобной системе за пределами основания буровой должен быть установлен участок желоба прямоугольного сечения с углом наклона 3-50 следующих размеров: длина – 400, ширина – 700, высота – 400 мм. Вдоль указанного
участка монтируется площадка, оборудованная лестницами и перилами. Площадка должна освещаться в темное время суток.
8. Перед началом проведения исследований буровая бригада в присутствии дежурного оператора должна провести контрольный замер бурового инструмента, что оформляется специальным актом.);
подписание "Акта проверки готовности скважины к проведению ГТИ" (приложение 4:
2.Оформление диаграмм. Каждая диаграмма должна иметь в верхней части «шапку», содержащую необходимые сопроводительные сведения о Заказчике и Производителе работ, а также информацию по скважине. Для каждого параметра должны быть указаны шкалы, диапазоны, единицы измерений и цвета кривых. В качестве обязательных данных должны присутствовать время, глубина и комментарии для всех нештатных ситуаций (коррекция глубины, перерыв в записи, аномальное значение параметра и т.п.).
3.Признаки подхода и вскрытия коллектора Наиболее информативными параметрами при этом являются механическая скорость проходки, расход и объем бурового раствора, газонасыщенность бурового раствора углеводородными газами, компонентный состав углеводородных газов, люминесценция и пористость шлама и керна.
4.Технология обработки кернового материала Керн, поднятый и уложенный в специальные ящики, подвергается непосредственно на буровой визуальному просмотру и описанию, в котором отражается последовательность его извлечения – по интервалам отбора сверху вниз, дается краткая литологическая характеристика породы, указываются мощности отдельных слоев и характер их залегания (согласное, несогласное, углы наклона и др.). Карбонатность породы определяется по реакции с соляной кислотой: у известняков при взаимодействии с ней наблюдается бурное выделение пузырьков углекислого газа; доломиты, по внешнему виду часто не отличимые от известняка, в куске не вскипают (вскипают в порошке). Из каждой литологической разности пород отбираются образцы керна для более тщательного исследования в условиях станции и при необходимости – последующего детального анализа в стационарных лабораториях.
5.Обвальная порода. Устойчивость стенок скважины. Обвальная порода выделяется после визуального просмотра шлама. Обычно она представлена шламом с размерами частиц 7-10 мм прямоугольной формы, из дальнейших анализов она исключается.
Билет №15
1. Режимы бурения. Турбинное, роторное, турбинно-роторное.
Диагностика ГНВП.
- Признаки ГНВП.
Основные признаки газонефтеводопроявлений:
РАННИЕ
Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях
ПОЗДНИЕ
Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
Появление флюида на устье скважины.
Осложнения связанные с буровым инструментом.
4. Виды буровых долот и их износ. В – износ вооружения ( хотя бы одного венца ):
* В1 – уменьшение высоты зубьев 0,25 (1/4)
* В2 –
0,50 (1/2)
* В3 – 0,75 (3/4)
* В4 – 1,00 (4/4)
С – наличие скола зубьев, выпадения или скола твердосплавных зубков;
Их количество в процентах записывается в скобках (%).
* С(20)Р – пример.
Р - при закруглении зубьев периферийных венцов
П – износ опоры ( хотя бы одной шарошки )
* П1 – износ небольшой (тела качения не обнажены): “качка” торца шарошки (радиальный люфт относительно оси цапфы) невелика
Dдол 216мм - 0 – 2мм , более - 0 – 4мм )
* П2 – износ средний (тела качения обнажены): “качка” торца шарошки большая
Dдол 216мм - 2 – 5мм , более - 4 –8мм)
* П3 – износ большой: “качка” торца шарошки значитеьлная (значительный износ или разрушение части тел качения, имеется опасность их выпадения):
Dдол 216мм - более 5мм , более - более 8мм)
Заедание шарошки при вращении от руки.
* П4 – “отказ” разрушение и поворот роликов; разрушение шариков, козырьков лап и тыльной части шарошек с выпадением тел качения; возникновение трещин и “лысок” на шарошках
У – повреждение узла герметизации маслонаполненной опоры (выход из строя уплотнения или его выпадение) , количество повреджденных узлов указывается в скобках.
* У(3) - пример.
К – заклинивание шарошек , их число указывается в скобках
* К(2) - пример
Г – повреждение гидромониторного узла (размыв гнезда, выпадение насадок), количество поврежденных узлов указывается в скобках.
* Г(3) - пример.
А – аварийный износ:
Ав – поломка и оставление вершины шарошки.
Аш – поломка и оставление шарошки.
Ас – поломка и оставление секций (лап).
Ац – “оставление” цапфы с шарошкой на забое.
Число оставленных вершин, шарашек и лап указывается в скобках.
Д – уменьшение диаметра долота (мм)
* Д6 пример.
Последовательность записи: вооружение; опора; аварийный износ; диаметр; гидромониторный узел; узел герметизации.
Кодирование износа шарошечных долот по системе кодов IADS отличается от методики ВНИИБТ. более подробным описанием элементов долота и включает 8 позиций (по методики ВНИИБТ - 6), хотя по объему информативности они стоят почти на одном уровне. Кроме того, в системе предусмотрено описание износа по типам долот. Все данные должны записываться в карточку (см. табл. № 5) согласно приведенной ниже расшифровке кодов.
5. Крепление скважины.