- •1. Поняття про свердловину та її елементи
- •2. Класифікація свердловин
- •3. Способи буріння свердловин
- •1) Ударним:
- •2) Обертальним:
- •3) Ударно-обертальним.
- •4. Поняття про цикл будівництва свердловини
- •5. Складові елементи та основні параметри бурових установок
- •6. Наземні споруди і бурове обладнання
- •7. Принцип вибору бурової установки
- •8. Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту
- •9. Лопатеві долота.Конструктивні особливості,обл.. Застосування.
- •10.Шарошкові долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •11. Алмазні долота. Конструктивні особливості,обл.. Застосування
- •12. Твердосплавні долота.Область застосування.Переваги та недоліки.
- •13. Долота для з відбору керна.Керновідбірні пристрої.
- •14. Показники роботи бурових доліт
- •15.Турбобури та їх конструктивні особливості.
- •1)Турбіни
- •2)Корпус
- •4)Опори
- •16.Гвинтові вибійні двигуни та їх конструктивні особливості.
- •17.Електробури.Система підведення струму.
- •18.Призначення та складові елементи бурильної колони.
- •19.Умови роботи бурильної колони.
- •20.Бурильні труби.Елементи для зєднання.Перехідники.
- •21.Ведучі бурильні труби.Обважнені бурильні труби.
- •22. Поняття про режим буріння та його параметри
- •23. Вплив осьового навантаження на механічну швидкість буріння
- •Долото на механічну швидкість проходки
- •24. Вплив частоти обертання долота на механічну швидкість буріння
- •25. Вплив витрати промивальної на механічну швидкість буріння
- •26. Принципи вибору параметрів режиму буріння
- •27. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •28. Класифікація промивальних рідин
- •29. Властивості промивальних рідиндин(густина,фільт.,кіркоутвор.,абразивні).
- •30Властивості промивальних рідин (густина,фільт., кіркоутвор., абразивні
- •31. Обважнення промивальних рідин.Вимоги до обважнювачів.
- •32.Класифікація хімічних реагентів.
- •33. Приготування промивальних рідин
- •34. Очищення промивальних рідин
- •35. Причини викривлення свердловин.
- •36. Способи попередження довільного викривлення свердловин
- •37. Мета буріння похило-скерованих свердловин.
- •38. Види профілів похило-скерованих свердловин.
- •39. Способи первинного розкриття продуктивних горизонтів
- •40. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості пласта
- •41. Принципи вибору технології первинного розкриття
- •42.Випробовування продуктивних горизонтів в процесі буріння.
- •43. Мета та способи кріплення свердловин
- •44. Поняття про конструкцію свердловини та її елементи
- •45. Принципи проектування конструкцій свердловин.
- •46.Обсадні труби та їх зєднання.
- •47. Умови роботи обсадної колони у свердловині.
- •48. Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
- •50.Оснастка низу обсадних колон.
- •51.Мета та способи цементування свердловин.
- •52.Тампонажні матеріали.
- •53.Властивості тампонажного поршку.
- •54. Властивості тампонажного розчину.
- •55. Властивості тампонажного каменю.
- •56. Принципи розрахунку одноступінчастого цементування свердловин.
- •57.Поняття про якість спорудження свердловини і принципи її оцінювання.
- •58. Класифікація ускладнень
- •59. Поглинання промивальних рідин. Причини поглинань.
- •60.Технологія попередження поглинань.
- •61.Способи ліквідації поглинань.
- •62. Нафтогазоводопроявлення, причини їх виникнення.
- •63.Діагностика флюїдопроявів.
- •64. Попередження флюїдопроявлень .
- •65.Способи ліквідації флюїдопроявлень
- •66. Порушення цілісності стінок свердловини,причини виникнення ускладнень.
- •67.Способи попередження ускладнень,пов’язаних з порушенням цілісності стінок свердловини.
- •68. Прихвати колони труб,їх причини.
- •69.Способи попередження прихватів.
- •70.Ліквідація прихватів.
- •71. Види та причини аварій
- •72.Попередження аварій
- •73. Ліквідація аварій. Ловильний інструмент.
35. Причини викривлення свердловин.
Розрізняють декілька типів причин, які сприяють викривленню свердловин.
1. Причини геологічного характеру:
a) анізотропія, шаруватість, сланцюватість, тріщинуватість гірських порід;
б) часте чергування порід з різними механічними властивостями, особливо при їх похилому заляганні;
в) наявність у розбурюваних пластах тектонічних порушень, каверн, порожнин;
г) тверді включення в м’які незцементовані породи.
2 Причини технічного характеру:
а) наявність у нижній частині бурильної колони зігнутих труб або перекошених різьбових з’єднань;
б) непрямолінійність ведучої труби;
в) неспіввісність талевої системи і стола ротора;
г) неспіввісність стола ротора і направлення.
3 Причини технологічного характеру:
а) втрата стійкості нижньої частини бурильної колони;
в) неправильний вибір кількості, місця встановлення і конструкції пристосувань
г) застосування режиму буріння, параметри якого не відповідають конструкції нижньої частини бурильної колони.
У результаті викривлення вертикальних свердловин з’являються ускладнення, які негативно впливають на процес подальшого буріння свердловини.
Негативні наслідки мимовільного викривлення свердловини:
- порушується проектна сітка розміщення вибоїв свердловин.
- інтенсивніше зношуються бурильні труби, бурильні замки, з’єднуючі муфти
- збільшуються довжина ствола свердловини.
- ускладнюється виконання спуско-підіймальних операцій;
- зростають затрати потужності на буріння;
- стираються обсадні труби проміжної колони (кондуктора);
- затруднюється спуск обсадних колон у свердловину.
- збільшується небезпека зім’яття труб обсадних колон у місцях різких викривлень ствола свердловини;
- збільшується об’єм інклінометричних робіт у свердловині та ускладнюється їх проведення.
Негативні наслідки викривлення свердловини продовжують проявлятися і після здачі її в експлуатацію.
36. Способи попередження довільного викривлення свердловин
1. Основними засобами направленими на попередження викривлення горизонтальних свердловин є правильний вибір компоновок низу бур.колони.
За принципом дії КНБК поділяється на 3 групи:
а)Компоновки,які працюють на принципі виска.
б)Компоновки, що працюють на принципі центрування долота в св-ні.
в)Компоновки, які працюють на використання гіроскопічного ефекту обертових мас
2.Компоновка в якій на розраховані віддалі від долота в однорозмірній колоні ОБТ встановлюють один центруючий пристрій,у цьому випадку це дозволяє збільшити осьове навантаження на долото без небезпеки росту зенітного кута на 20-50%.
3. Встановлення в однорозмірній колоні ОБТ двох центруючи пристроїв – це дозволяє
збільшити осьове навантаження на долото на 10-40% в порівнянні і застосування одного центруючого пристрою.
4. Встановлення 3 і більше центруючи пристроїв не дає ефекту тому не використовуються.
5. Застосування КНБК в дворозмірних ОБТ,коли над долотом встановлюють ОБТ максимального діаметру, а над ним меншого діаметру, аналогічно можна компонувати ОБТ (трирозмірні).
Серед компоновок, які працюють на центрування долота найпоширенішим є така: долото, калібратор,ОБТ мах діаметру, центра тор, ОБТ розрахованого діаметру, діаметри калібратора і центратора повинні дор.діаметру долота.
У жорстких компоновках калібратор з’єднується з долотом без перехідника.