21-30 печать
.pdfБилет 26
1)Технологическая оснастка ОК
Технологическая оснастка ОК:
1.Турбулизатор.
2.Скребок.
3.Центратор (фонарь).
4.Упорное кольцо.
5.Обратный клапан.
6.Заливочный (башмачный) патрубок.
7. Башмак (башмачная пробка и кольцо)
Башмак обсадной колонны.
Служит для предохранения низа ОК от смятия и для направления ее по стволу скважины в процессе спуска.
Заливочный патрубок
Служит для подачи цементного раствора в затрубное пространство. Устанавливают непосредственно над башмаком. Представляет собой отрезок трубы длиной около м 5.1 с отверстиями, расположенными по винтовой линии.
Обратный клапан.
Предназначен для:
1.Предотвращения движения цементного раствора в колонну после его продавки.
2.Посадки разделительных пробок в процессе закачивания цементного раствора в колонну и продавливания его в заколонное пространство.
3.Обеспечения самозаполнения ОК промывочной жидкостью (клапаны типа ЦКОД).
Устанавливают в нижней части ОК на одну-две трубы выше башмака.
Упорное кольцо (кольцо «стоп»).
Служит для посадки цементировочной пробки в процессе цементирования ОК. Устанавливают на 20-30 м.
Центратор.
Служит для центрирования ОК в скважине. Способствует снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве.
Скребок.
Служит для удаления фильтрационной корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками скважины. Различают скребок линейный тросовый, скребок круговой тросовый, скребок проволочный.
Турбулизатор.
Предназначен для турбулизации потока в затрубном пространстве при спуске и цементировании ОК.
2)Ориентирование КНБК при наклонно направленном бурении
Специфика бурения наклонных скважин определяется наличием операции ориентирования КНБК, которое заключается в установке плоскости искривления отклоняющего комплекса.
Ориентирование:
1.Визуальное (при небольших глубинах скважин).
2.Косвенное – спуск измерительных приборов внутрь БК.
3.Телеметрическое.
Критерии выбора рационального способа ориентирования:
1.Величина зенитного угла.
2.Расстояние месторождения отклоняющей системы от устья.
Процесс ориентирования отклоняющих систем:
1.Определение положения отклонителя в скважине.
2.Вычисление необходимого угла поворота отклонителя и поворот с поверхности БК ротором.
3.Контрольное определение положения отклонителя в скважине.
Основные этапы работ по бурению бокового ствола.
1.Обследование ОК и выбор места для вырезания окна.
2.Вырезание участка ОК.
3.Установка цементного моста в интервале окна в ОК,
4.Ориентирование отклонителя забуривания бокового ствола и углубления его в соответствии с проектным профилем.
5.Проведение комплекса ГИС.
6.Оборудование ПЗС.
7.Перфорация ЭК.
3)Спуск и цементирование потайной колонны(хвостовика)
Спуск ОК секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены разъединителем с левой резьбой. Используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой, состоящей из двух частей:
1.Проходной (нижней) пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых ОТ. Она закрепляется шпильками в разъединителе.
2.Упругой пробки малого диаметра (верхняя), которая может свободно проходить по колонне бурильных труб.
Цементирование потайной колонны и нижней секции обсадной колонны Упругую пробку вводят в БК вслед за ТР. Под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Давление возрастает, шпильки срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз. При посадке пробок на упорное кольцо - скачок давления нагнетания. Для промывки БК от остатков ЦР в нижнем переводнике разъединителя с помощью шара, сбрасываемого в колонну,
открывают проточные отверстия. После ОЗЦ бурильную колонну отсоединяют и поднимают.
В обсаженном стволе ОК можно закрепить до цементирования. Цементирование потайной обсадной колонны при использовании
разъединителя осуществляется следующим образом: после спуска потайной колонны восстанавливают циркуляцию бурового раствора, промывают скважину, закачивают в обсадные трубы расчетное количество тампонажного раствора, забрасывают в бурильные трубы алюминиевый шар, с помощью которого срезаются шпильки, фиксирующие верхнюю разделительную пробку, и вслед за этим в бурильную колонну закачивают расчетное количество продавочной жидкости. Низ – манжетное цементирование.
Билет 27
1)Турбобур
Гидравлический забойный двигатель, в котором для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина лопастного типа.
Конструкция турбобура.
1.Переводник.
2.Корпус.
3.Осевая опора.
4.Комплект ступеней турбины (100–120 в турбобуре Т12М3).
5.Вал (сплошной в верхней части и полый ниже турбинок).
6.Две промежуточные резинометаллические радиальные опоры.
7.Ниппель (закрепляет опорные элементы осевой опоры и статоров в корпусе турбобура, герметизирует зазор между валом и нижней частью корпуса, центрирует нижний конец вала).
Энергетическая характеристика турбины турбобура.
Эффективность преобразования гидравлической энергии потока в мощность на валу турбобура.
Потери энергии: объемные, гидравлические, механические. Объемные потери - не вся промывочная жидкость, поступающая в турбобур, проходит через лопатки турбин. Оцениваются объемным КПД .
Гидравлические потери - несовершенство аппарата самой турбины.
Характеризуются гидравлическим КПД . Часть механической мощности расходуется на преодоление внутренних сопротивлений (трение в пяте, радиальных опорах и т.п.). Эти потери мощности учитываются механическим КПД . Коэффициент полезного действия турбобура
2)
3)Технология одноступенчатого цементирования ОК.
После окончания промывки скважины в обсадную колонну вставляют нижнюю разделительную пробку, навинчивают специальную цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными насосами, и внутрь колонны закачивают водную суспензию тампонажпых материалов, которую называют цементным раствором, или тестом.
Цементный раствор, закачиваемый через нижние боковые отводы 2 (рис. 173, а) цементировочной головки 1, проталкивает разделительную пробку 4 вниз по колонне. Закачав в колонну порцию цементного раствора в объеме, освобождают верхнюю разделительную пробку 10, подвешенную в цементировочной головке, открывают кран 8 на верхнем боковом отводе и закачивают в колонну продавочную жидкость (рис. 173, б). Когда верхняя пробка войдет в обсадную колонну, открывают краны 9 и закачивают продавочную жидкость также через нижние боковые отводы.
Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца 6 в колонне, останавливается. Так как закачка жидкости продолжается, давление в колонне возрастает, диафрагма в нижней пробке под влиянием разности давлений в колонне и в кольцевом пространстве разрушается, и цементный раствор устремляется в кольцевое пространство между колонной и стенками скважины (рис. 173, в).
Как только верхняя пробка достигнет нижней и остановится, давление в колонне начнет резко возрастать. Быстрый рост давления («скачок») служит сигналом для прекращения закачки в колонну продавочной жидкости. Краны
8 и 9 цементировочной головки закрывают, а колонну оставляют в покое на период твердения цементного раствора.
Билет 28
1)Верхний силовой привод
Выполняет функции ротора, вертлюга, крюка, противовыбросовой фонтанной арматуры (ПФА) и частично свинчивания труб.
ВСП должны оснащаться БУ для бурения скважин (Правила, п. 2.5.8):с
в пластовом флюиде сероводорода
свыше 6% (объемных).
горизонтальным положением ствола более 300 метров.
ИВП-200, выпускаемый ВЗБТ, состоит из:
1.Интегрированного талевого блока грузоподъемностью 200 тонн.
2.Силового блока, выполняющего функции ротора и вертлюга.
3.Трубного манипулятора со встроенным трубным ключом.
4.Системы ПФА.
5.Гидроэлеватора.
6.Траверс (верхней и нижней) с соединительными штангами.
7.Гидростанции и пульта управления.
Достоинства ВСП:
1.Наращивание инструмента при бурении производится свечами длиной 25-27 метров, а не «однотрубками», чем исключается два наращивания из трех - достигается значительная экономия времени.
2.Возможность (при необходимости) производить СПО с вращением колонны труб и с циркуляцией в скважине даже при большом угле наклона, чем уменьшается вероятность прихватов.
3.Возможность быстрой и надежной герметизации скважины встроенной в привод ПФА (двумя шаровыми кранами) в процессе бурения и при СПО.
2) Влияние параметров режима бурения на эффективность работы породоразрушающего инструмента.
Нагрузка на долото.
Определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом породоразрушающего инструмента и ГП на забое скважины.
|
Зона I (участок OA ) – |
|||
|
контактное давление ниже предела |
|||
|
усталости ГП. Разрушение породы |
|||
|
в виде |
поверхностного |
износа |
|
|
вследствие |
трения. |
Скорость |
|
|
проходки прямо пропорциональна |
|||
|
контактному давлению. В точке A |
|||
|
контактное |
давление |
достигает |
|
|
предела |
|
усталости. |
Предел |
усталости pA |
– наименьшее контактное |
давление, при |
котором |
многократное приложение нагрузки вызывает развитие трещин в породе, приводящее к объемному разрушению. Предел усталости ГП в 20–30 раз ниже показателя ее твердости.
Зона II (участок AB ) – контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости ГП в забойных условиях pB . Появление трещин, сколов после многократного воздействия нагрузки. По мере увеличения контактного давления интенсивность развития трещин и глубина их проникновения растут, а требуемое количество циклов нагружения снижается. Идет местное, локальное разрушение.
Предел выносливости – наибольшее напряжение, при котором матери-ал не разрушается при любом количестве циклов нагружения.
Зона III (участок BC ) – контактное давление превосходит твердость ГП в забойных условиях. Объемное разрушение ГП происходит при единичном акте нагружения. На величину оптимальной нагрузки для конкретной пары «долото–ГП» оказывает влияние степень очистки забоя от шлама, конфигурация забоя скважины, высота зуба и т.д. С улучшением очистки забоя от шлама (кривая BC ) оптимальный уровень нагрузки по
Частота вращения долота.
У долот опорных продолжительность взаимодействия рабочего органа с забоем снижается
с ростом частоты вращения. В хрупких породах деформация происходит за несколько миллисекунд. При повышении частоты вращения наступает момент, когда продолжительность взаимодействия рабочего органа с
породой начинает влиять на проходку за один оборот. В абразивных породах n=40-50 об/мин, для алмазного бурения400 .
3) Цементирование потайной и нижней секции ОК
Спуск ОК секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены разъединителем с левой резьбой. Используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой, состоящей из двух частей:
1.Проходной (нижней) пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых ОТ. Она закрепляется шпильками в разъединителе.
2.Упругой пробки малого диаметра (верхняя), которая может свободно проходить по колонне бурильных труб.
Цементирование потайной колонны и нижней секции обсадной колонны Упругую пробку вводят в БК вслед за ТР. Под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Давление возрастает, шпильки срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз. При посадке пробок на упорное кольцо - скачок давления нагнетания. Для промывки БК от остатков ЦР в нижнем переводнике разъединителя с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. После ОЗЦ бурильную колонну отсоединяют и поднимают.
В обсаженном стволе ОК можно закрепить до цементирования.