- •Содержание
- •4.Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин.
- •4.1. Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно-циркуляционный комплекс буровой установк
- •1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •1.1. Способы бурения 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
- •3. Буровой инструмент и забойные двигатели
- •3.1. Породоразрушающий инструмент
- •3.2. Буровые долота
- •3.3. Лопастные долота
- •3.4. Алмазные долота
- •3.5. Долота исм
- •3.6. Долота специального назначения
- •3.7. Инструмент для отбора керна
- •3.8. Бурильная колонна
- •3.9. Ведущие бурильные трубы
- •3.10 Стальные бурильные трубы
- •3.11. Легкосплавные бурильные трубы
- •3.12. Утяжеленные бурильные трубы
- •3.13. Переводники
- •3.14. Специальные элементы бурильной колонны
- •3.15. Условия работы бурильной колонны
- •3.16. Забойные двигатели
- •4. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •4.1 Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
- •5. Режимные параметры и показатели бурения
- •Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.
- •6. Буровые промывочные жидкости
- •6.1. Условия бурения с применением промывочных жидкостей
- •6.2. Способы промывки
- •6.3. Функции бурового раствора
- •6.4. Классификация промывочных жидкостей
- •6.5. Параметры буровых растворов и методы их измерения
- •6.6. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению
- •6.7.Промысловые испытания бурового раствора
- •6.8. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
- •7. Направленное бурение скважин
- •7.1. Технические средства направленного бурения
- •7.2. Бурение скважин с кустовых площадок
- •7.3. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок
- •8. Осложнения и аварии в процессе бурения
- •8.2. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации
- •8.3. Ловильный инструмент и работа с ним
- •8.4.Организация работ при аварии
- •9. Крепление скважин
- •Общие сведения о цементировании скважин
- •Технология цементирования
- •Одноцикловое цементирование с двумя пробками
- •9.1.Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование
- •9.2. Манжетный способ цементирования
- •9.3. Способ обратного цементирования
- •9.4. Установка цементных мостов
- •9.5.Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин
- •10. Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов)
- •10.1.Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения.
- •10.2.Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны
- •10.3.Исследование продуктивных пластов
- •Словарь
- •Билет № 1
- •Вопрос 1.
- •Вопрос 2
- •Вопрос 3.
- •Вопрос 4.
- •Билет № 2.
- •Билет № 3
- •Билет № 4.
- •Билет № 5.
- •Билет № 6.
- •Билет № 7.
- •Билет № 8.
- •Билет № 9.
- •Билет № 10.
- •Билет № 11.
- •Условная вязкость
- •Фильтрационные и коркообразующие свойства
- •Билет № 12.
- •Билет № 13.
- •Билет № 14.
- •Технология цементирования
- •Билет № 15.
- •Билет № 16.
- •Билет № 17.
- •Билет № 18.
- •Билет № 19.
- •Билет № 20.
- •Список литературы:
Билет № 10.
Вопрос № 1. Назначение, техническая характеристика, устройство насоса НБТ-600.
Выпускается ВЗБТ. Предназначен для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Трехпоршневой, одностороннего действия, имеет кривошипно-шатунный механизм, надежное исполнение механической и гидравлической частей, оборудован пневматическим компенсатором на входе и выходе и системой смазки трущихся частей. Установлен на общем основании. Гидравлическая часть состоит 3 кованых клапанных коробок, соединенных между собой всасывающими и нагнетательными коллекторами. В состав гидравлической группы входят сменные цилиндрические втулки, поршни со штоками, всасывающие и нагнетательные клапана, компенсаторы всасывающей и нагнетательной линии. Механическая часть состоит из станины, трансмиссионного вала, установленного в станине в двух сферических подшипниках, (косозубые шестерни).
Параметры:
-Мощность 600 кВт
-Число цилиндров – 3
-Максимальное число ходов поршня в минуту – 145
-максимальная частота вращения входного вала – 453 об/мин
-Длина хода поршня – 250 мм
-Максимальное давление на выходе – 25 МПа
-Максимальная идеальная подача 45,6 л/с
-Тип зубчатой передачи – косозубая
- Передаточное число редуктора 3152
-Условный проход коллектора выходного – 95 мм, входного 205 мм
-Габаритные размеры 4560х1768х2180.
Вопрос № 2. Режим бурения. Параметры режима бурения.
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся:
осевая нагрузка (давление) на долото Рд;
частота вращения долота n;
количество прокачиваемого бурового раствора Qp;
показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига).
В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения можно менять любой из них: Рп, п или Qv, не изменяя других.
Иное дело при бурении гидравлическими забойными двигателями. Здесь основным параметром режима бурения является количество прокачиваемой промывочной жидкости Qv. Число оборотов долота п в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемой жидкости и величины осевой нагрузки на долото. Другими словами, при турбинном бурении изменение величины Qp неизменно повлечет за собой изменение п и Ра. При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром бурят практически при постоянной скорости вращения долота и бурильщик не может ее регулировать. Менять скорость вращения можно только путем замены электробура другим двигателем, имеющим иную скорость вращения, изменением частоты тока или при помощи редукторов-вставок.
В Российской Федерации получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными. Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.
В качестве критерия оценки эффективности способа бурения целесообразно применять стоимость 1 м проходки. Это, конечно, не исключает возможность использования при сравнении способов бурения таких критериев, как проходка за долбление, а также рейсовая и коммерческая скорость.
Вопрос № 3. Допустимая интенсивность изменения зенитного угла по участкам профиля ННС.
Скважины с большим радиусом кривизны имеют интенсивность искривления от 0,6 до 2 град/10м. Интенсивность искривления при бурении со средним радиусом кривизны составляет от 2 до 6 град/10 м. При бурении с малым радиусом кривизны интенсивность искривления составляет от 4 до 10 град/10 м. Скважины в горизонтальным участком ствола имеют комбинированный профиль. До кровли продуктивного пласта интенсивность до 2 град/10 м. В продуктивном пласте 8-10 град/10 м а далее горизонтальный интервал.
Вопрос № 4. Выбраковка талевых канатов.
Талевый канат в процессе работы изнашивается неравномерно. Талевый канат заменяют, если при осмотре обнаружится один их дефектов:
Оборвана одна прядь каната
На шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм – более 10% от числа проволок в канате.
Одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната
Канат вытянут или сплюснут, и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального
На канате имеется скрутка – жучок
При износе или коррозии, достигшей 40% и более первоначального диаметра проволок.