- •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.
48. Принципи розрахунку обсадних колон на міцність
Максимальних значень основні навантаження досягають у різній період роботи колони труб, при чому найбільші зовнішні надлишкові тиски як правило діють на нижню ділянку колони, а найбільші внутрішні-на верхню.
Розглянемо принципи розрахунку експлуатаційної колони, яка працює в складніших умовах, ніж проміжна. Розрахунок обсадних колон на міцність проводиться у відповідності з інструкцією ВНДІТнафта і складається з таких основних етапів:
визначення зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків (побудова епюр);
встановлення коефіцієнтів запасу міцності;
визначення міцнісних характеристик обсадних труб;
підбір труб із встановленими коефіцієнтами запасу міцності.
Інструкцією передбачається графоаналітичний метод розрахунку, тобто побудова епюр зміни надлишкових тисків за даними розрахунків і вибір довжини секції труб з цих епюр, а також аналітичне визначення довжин секцій з умови міцності від дії розтягуючої сили.
49.??????????????????????????
50.Оснастка низу обсадних колон.
Правильно підібране компонування обсадної колони забезпечує успішний її спуск до проектної глибини.
У конструкцію низу обсадної колони входять направляюча пробка, башмак, башмачний патрубок, зворотний клапан та упорне кільце (кільце "стоп").
Направляюча пробка прикріплюється до башмака (рис. 12.9) і служить для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску
Башмак встановлюють для підвищення міцності нижнього кінця обсадної колони і захисту останньої від пошкоджень при посадці на уступи в стволі свердловини. Башмак являє собою спеціальне товстостінне стальне кільце (товста труба довжиною 0,3-0,5 м) (рис. 12.9
Башмак з'єднується з башмачним патрубком товстостінною об-садною трубою довжиною близько 2 м, в якій по спіральній (гвинтовій) лінії просвердлені отвори для виходу рідини.
1-башмак; 2-бокові промивальні канали; 3-направляюча пробка. Рисунок 12.9—Башмак з направляючою пробкою.
Зворотний клапан призначений для попередження надходження тампонажного розчину із кільцевого простору свердловини в колону після закінчення цементування.
Після спуску колони в неї кидають пластмасову кулю і потоком промивальної рідини проштовхують через гумову діафрагму до посадки в сідло обмежувача. Зворотному руху рідини із свердловини в колону перешкоджає куля, яка піднімаючись, опирається в гумову діафрагму і повністю закриває прохід.
1-корпус; 2-нажимне кільце; 3-гумові шайби;4-гумова діафрагма; 5-упорне кільце; б-куля; 7-обмежувач; 8-еластична мембрана; 9-дросель.
Рисунок 12.10—Диференціальний зворотний клапан ЦКЗД.
У випадку застосування іншого типу зворотного клапана ним (через трубу) в спеціальній подовженій муфті закріплюють упорне кільце "стоп" з метою чіткої фіксації закінчення процесу протискування цементного розчину.