
- •1. Физико-химические свойства нефти, природного газа, углеводородного конденсата и пластовых вод
- •1.1. Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства
- •1.2. Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений
- •1.3. Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов
- •1.4. Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений
- •2. Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях
- •Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород
- •Пористость коллекторов, содержащих нефть
- •.1. Гранулометрический (механический) состав пород
- •2.2. Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин
- •2.3. Температура и давление в горных породах и скважинах
- •Значение пластовых температур и геотермических градиентов в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях
- •3. Условия притока жидкости и газа в скважины
- •3.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •3.1.1. Роль фонтанных труб
- •3.1.2. Оборудование фонтанных скважин
- •3.1.3. Оборудование для придусмотрения открытых фонтанов
- •3.1.4. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин
- •3.1.5. Борьба с отложением парафина в подъемных трубах
- •3.2. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин
- •3.2.1. Область применения газлифта
- •3.2.2. Оборудование устья компрессорных скважин
- •3.2.3. Периодический газлифт
- •3.3. Насосная эксплуатация скважин
- •3.3.1. Штанговые скважинные насосные установки (шсну)
- •3.3.2. Штанговые скважинные насосы
- •3.4. Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
- •3.5. Исследование глубинно-насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок
- •3.5.1. Динамометрирование установок
- •3.6. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин
- •3.6.1. Сетка размещения скважин
- •3.6.2. Стадии разработки месторождений
- •3.6.3. Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении
- •4. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды
- •5. Понятие об эксплуатации газовых скважин
- •6. Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин
- •7. Методы воздействия на призабойную зону пласта
- •8. Дальний транспорт нефти и газа
- •9. Понятие о информационной технологии в нефтегазодобыче
- •1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •1.1. Основные термины и определения
- •1.2. Способы бурения скважин
- •1.2.1. Ударное бурение
- •1.2.2. Вращательное бурение скважин
- •1.3. Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин
- •2. Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении
- •2.1. Общие сведения о горных породах
- •2.2. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения
- •2.3. Основные закономерности разрушения горных пород при бурении
- •3. Технологический буровой инструмент
- •3.1. Породоразрушающий инструмент
- •3.1.1. Буровые долота
- •3.1.2. Лопастные долота
- •Шестилопостовое долото
- •Двухлопостное долото
- •Пикообразное долото
- •3.1.3. Алмазные долота
- •3.1.4. Долота исм
- •3.1.5. Долота специального назначения
- •3.1.6. Инструмент для отбора керна
- •3.2. Бурильная колонна
- •3.2.1. Ведущие бурильные трубы
- •3.2.2. Стальные бурильные трубы
- •3.2.3. Легкосплавные бурильные трубы
- •3.2.4. Утяжеленные бурильные трубы
- •3.2.5. Переводники
- •3.2.5. Переводники
- •3.3. Условия работы бурильной колонны
- •3.4. Забойные двигатели
- •3.4.1. Турбобуры
- •3.4.2. Винтовой забойный двигатель
- •4. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •4.1. Кустовые основания
- •4.2. Спуско-подъемный комплекс Буровой установки
- •4.3. Комплекс для вращения бурильной колонны
- •4.4. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
- •5. Режимные параметры и показатели бурения
- •5.1. Влияние режимных параметров на показатели бурения
- •5.1.1. Влияние осевой нагрузки
- •5.1.2. Влияние частоты вращения долота
- •5.1.3. Влияние расхода бурового раствора
- •5.1.4. Влияние свойств бурового раствора
- •5.2. Особенности режимов вращательного бурения.
3.2.5. Переводники
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
П - 147/171 ГОСТ 7360
То же, но с левой резьбой:
П - 147/171 –Л ГОСТ 7360
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.2.5. Переводники
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
П - 147/171 ГОСТ 7360
То же, но с левой резьбой:
П - 147/171 –Л ГОСТ 7360
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.3. Условия работы бурильной колонны
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.