- •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 № 17.
Вопрос № 1. Подготовительные работы к бурению скважин – перечень работ, документация.
После принятия от строителей и монтажников наземных сооружений и оборудования буровая бригада начинает подготовительные работы для бурения. прежде всего производится оснастка талевой системы, монтаж и опробование объекта в малой механизации (подвеска машинных ключей, установка противозатаскивателя талевого блока под кронблок и т.п.). Сооружение скважины начинают с установки шахтного направления, производят отцентровку вышки и ротора, они должны совпадать друг с другом и центром направления. Затем бурят под шурф для ведущей трубы.
Бурение скважины может быть начато при наличии на буровой следующих документов:
-геолого-технического наряда и профиля ННС;
-режимно-технологической карты;
-акта о вводе в эксплуатацию установки с разрешением Ростехнадзора;
-нормативной карты (наряда) на буровые работы;
-первичные документы-буровой журнал, диаграмма ГИВ и суточный рапорт бурового мастера.
Вопрос № 2. Меры предупреждения прихватов бурильного инструмента.
Для предупреждения прихватов необходимо:
применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;
обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора. Перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанным в ГТН;
обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение последней свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
при вынужденных остановках через каждые 3...5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;
при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильной инструмент следует разгрузить примерно на массу, соответствующую той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее.
Для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10... 15 %), графит (не более 0,8 %), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 ...3 %-го водного раствора), смазочные добавки типа СМАД-1 (до 3 %) и СГ (до 2 %).
Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов (пластов).
Вопрос № 3. Определение угла установки отклонителя с помощью магнитного переводника и инклинометра.
Скважинное ориентирование отклонителя инклинометрами с магнитной буссолью основано на использовании многоточечных инклинометров, в которых азимут измеряется с помощью электромагнитных буссолей. Инструмент включаетв себя колонну бурильных труб, заканчивающуюся в нижней части диамагнитной трубой из стали марки 1Х18Н9Т или алюминиевого сплава Д16Т. На нижнюю часть диамагнитной трубы навинчивают переводник, в котором закрепляют источник магнитного поля. Магнитный переводник связан с ограничительным переводником и кривым переводником, между которыми закреплена крестовина. Далее следует забойный двигатель. После спуска инструмента до забоя в муфту верхней трубы ввинчивают переводник с вращающейся втулкой. На которой укрепляют каротажный ролик. Внутрь бурильных труб на кабеле спускают инклинометр с электромагнитной буссолью. Азимут ствола скважины предварительно замеряют в диамагнитной трубе над магнитным переводником. Положение отклонителя фиксируют отбитием точки в магнитном переводнике. Руководствуясь данными замеров, ротором поворачивают трубы до желаемого положения отклонителя, а затем повторным отбитием точки замера проверяют правильность установки отклонителя. После этого инклинометр извлекают из бурильной колонны, отмечают положение инструмента, навинчивают ведущую бурильную трубу, фиксируют одно из ребер и после стопорения ротора начинают бурение.
Вопрос № 4. Действия членов вахт при нефтегазопроявлениях и открытом фонтанировании .
Бурильщик обязан:
Строго соблюдать требования технологического проекта по проводке скважины, выполнять указания бурового мастера и инженерно-технических работников.
Поддерживать на высоком уровне трудовую дисциплину, требовать от рабочих своей вахты выполнения обязанностей по своевременному обслуживанию противовыбросового оборудования, его обвязки и управления.
Хорошо знать признаки газонефтепроявлений, способы их раннего обнаруже6ния, систематически делиться опытом с рабочими бригады и требовать от них своевременно сообщать буровому мастеру о замеченных признаках газонефтепроявлений.
Проверять при смене вахты исправность буровых насосов, силового оборудования, состояние глинохозяйства и противовыбросового оборудования, его обвязку, положения задвижек (открыто-закрыто), управление, чистоту площадок у них (в зимнее время обогрев).
Осуществлять контроль за объемом и плотностью доливаемой и вытесняемой промывочной жидкости при спуско-подъемных операциях и за уровнем в затрубье.
Обеспечивать наличие и исправность на буровой шарового крана, опрессованной стальной трубы с шаровым краном и переводником (планшайбы с допускным патрубком, центральной задвижкой и другими, предусмотренными планом ликвидации возможных аварий устройств) и их хранение в месте удобном для быстрого использования при необходимости.
Знать первоочередные действия вахты при газонефтепроявлении и обеспечивать их выполнение каждым членом вахты согласно разделу 3, в котором изложена их последовательность в зависимости от выполняемых на скважине работ.
Первый помощник бурильщика:
Проверять при смене вахты параметры и запас промывочной жидкости, наличие необходимых химреагентов и их состояние
Проверять положение и состояние задвижек на блоках манифольда противовыбросовой установки и свободу их вращения
Обеспечивать состояние наличия в доливной емкости промывочной жидкости и долив ее в скважину при подъеме труб
Контролировать расход промывочной жидкости, сравнивать его с предыдущим, при изменении объема немедленно сообщать об этом бурильщику.
Следить за работой средств по очистке и легализации промывочной жидкости
Готовить одну из приемных емкостей для приема промывочной жидкости во время спуска инструмента, контролировать объем вытесненной жидкости, сравнивать его с расчетным и при изменении его немедленно сообщать бурильщику.
Следить при бурении, проработке, промывке скважины за уровнем раствора в приемных мерниках и при изменении уровня немедленно сообщать бурильщику.
Хранить в определенном месте цепной ключ для наворачивания запорных устройств или при необходимости ведущей трубы на колонну труб.
Следить за наличием в установленном месте шарового крана, опрессованной стальной трубы с шаровым краном и переводником(планшайбы с допускным патрубком и центральной задвижкой и других, предусмотренных планом ликвидации возможных аварий устройств).
Знать первоочередные действия при газонефтепроявлении и четко выполнять их согласно разделу 3, в котором изложена технологическая последовательность их осуществления в зависимости от выполняемых в это время на скважине работ.
Второй помощник бурильщика:
Проверять состояние и работу буровых насосов и следить за уровнем в приемной емкости при циркуляции промывочной жидкости.
Знать первоочередные действия при газонефтепроявлении и четко выполнять их согласно разделу 3, в котором изложена технологическая последовательность их осуществления в зависимости от выполняемых в это время на скважине работ.
Старший дизелист:
Следить за исправностью буровых насосов, силового оборудования, устройства по очистке и дегазации промывочной жидкости, станции управления противовыбросовым оборудованием.
Знать первоочередные действия вахты при газонефтепроявлении и способствовать их выполнению каждым членом вахты.
Дизелист:
Проверять ежедневно наличие масла в баках станции управления противовыбросовым оборудованием и за исправностью его ручного насоса.
Знать первоочередные действия членов вахты при газонефтепроявлении и способствовать их выполнению.