- •1. Понятие о буровой скважине. Классификация скважин по назначению.
- •2. Цикл строительства скважины. Основные этапы цикла строительства.
- •3. Методы монтажа буровых установок. Подготовительные работы к бурению скважины.
- •4. Правила ввода буровой установки в эксплуатацию. Обязательная документация буровой бригады при строительстве скважины
- •5. Основные цели, задачи, мероприятия, направленные на охрану природы и окружающей среды при строительстве скважин.
- •6. Основные физико - механические свойства горных пород. Основные закономерности разрушения горных пород при бурении.
- •7. Назначение и классификация породоразрушающего инструмента
- •Буровые долота - конструкции и типы. Назначение, классификация, область применения.
- •9. Долота для специальных целей. Снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) и бурильные головки к ним.
- •10. Назначение, составные элементы бурильной колонны, их основная техническая характеристика.
- •11. Стальные и легкосплавные бурильные трубы. Назначение, конструкция и модификации.
- •Условия работы колонны бурильных труб. Схема расчета бурильной колонны при роторном бурении и при бурении забойными двигателями.
- •13. Правила транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ и эксплуатации бурильной колонны.
- •14. Осложнения в процессе бурения скважин. Классификация осложнений.
- •15. Осложнения, приводящие к нарушению целостности стенок скважин. Причины последствия, методы предупреждения и ликвидации
- •16. Поглощение бурового раствора. Причины, последствия, методы предупреждения и ликвидации
- •17. Грифоны и межколонные проявления. Мероприятия по их предупреждению и методы ликвидации
- •18. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах. Мероприятия по их предупреждению.
- •19. Особенности проводки скважин в условиях сероводородной агрессии. Мероприятия по их предупреждению и методы ликвидации.
- •20. Система приготовления и очистки буровых растворов.
- •21. Способы бурения, получившие распространение в нашей стране. Критерии оценки эффективности способа бурения.
- •22. Режим бурения и его параметры. Влияние параметров режима на процесс проводки скважин
- •23. Особенности режимов бурения роторным способом и различными видами забойных двигателей.
- •24. Порядок проектирования режима бурения. Опорно-технологические скважины. Гидравлическая программа промывки скважины. Режимно - технологические карты.
- •25. Приборы для текущего контроля за параметрами режима бурения. Индикаторы веса (устройство, правила тарировки, чтение индикаторных диаграмм).
- •26. Область применения наклонно – направленных и горизонтальных и многозабойных скважин, типы профилей наклонно - направленных, горизонтальных и многозабойных скважин скважин.
- •27. Отклоняющие устройства для искривления скважин. Ориентирование отклоняющих систем на забое. Методы управления траекториями стволов в наклонных скважинах.
- •28. Кустовое бурение. Схема расположения скважин на кусте.
- •29. Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов (пластов).
- •31. Типы обсадных труб. Правила транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ. Подготовка и спуск обсадных колонн.
- •32. Технологическая оснастка обсадных колонн.
- •33. Способы цементирования обсадных колонн.
- •34. Организация и проведение процесса цементирования скважины.
- •35. Технология освоения добывающих скважин. Особенности освоения пластов с авпд и анпд.
23. Особенности режимов бурения роторным способом и различными видами забойных двигателей.
При роторном способе бурения основные режимные параметры — осевую нагрузку, частоту вращения долота, расход бурового раствора — можно изменять с пульта бурильщика, т. е. можно в определенных пределах одновременно повышать или понижать, фиксировать один из них на одном уровне и изменять уровни других. Это позволяет подбирать лучшие сочетания параметров для конкретных условий бурения. Действительно, при изменении одного или нескольких режимных параметров технологически долее целесообразно изменять и остальные в определенном направлении и на определенную величину в зависимости от избранного критерия оптимизации процесса углубления ствола скважины. Большой крутящий момент, развиваемый ротором, создает возможность передавать на долото достаточно большие осевые нагрузки, обеспечивая работу его в объемной области разрушения, преимущественно в области второго скачка. Крутящий момент обычно достаточен для бурения шарошечными долотами всех типов, в том числе долотами с большим скольжением и одношарошечными. Однако при использовании алмазных долот и ИСМ часть крутящего момента не удается передать от ротора к долоту вследствие ограниченной прочности бурильных труб, хотя возможности ротора и его привода для этото обычно имеются. В результате эти долота работают в заведомо неэффективном режиме, их применение неэкономично, поэтому для бурения верхних интервалов разреза, как правило, они не используются. При бурении твердых пород шарошечными долотами крутящий момент невелик, осевая нагрузка на долото ограничивается прочностью и стойкостью опор шарошек, прочностью бурильных труб, весом утяжеленного низа колонны за исключением бурения верхних интервалов разреза, применения долот большого диаметра. Частота вращения долота при роторном способе бурения снизилась со 100—500 об/мин до 60—120 об/мин, за рубежом практикуются 25—40 об/мин. Это связано с тем, что с уменьшением частоты вращения снижаются затраты энергии на холостое вращение колонны и ее износ, увеличивается долговечность бурильных труб долота, уменьшаются вибрации и вероятность поломок труб Снижение частоты вращения п, однако, должно сопровождаться повышением передаваемого на до-лото крутящего момента МД поскольку мощность на долоте
Именно желание подводить к долоту как можно большую мощность вынуждает поддерживать высокие частоты вращения, поскольку низкая прочность применяемых прежде бурильных труб еще больше ограничивала возможность передачи на забой крутящего момента. Снижение п должно сопровождаться гораздо большим повышением Мя, чтобы подводить к долоту еще большую и все возрастающую мощность. При этом условии, как отмечалось выше, бурение будет вестись в наиболее выгодном низкооборотном режиме при повышенных осевых нагрузках на долото, т. е. при больших значениях отношения Мд/n.
С увеличением отношения Мд/п существенно снижается энергоемкость разрушения пород. Низкооборотное бурение целесообразно и потому, что достаточно стойкие долота с герметизированной опорой пока созданы именно для этого режима. Все это обеспечивает получение большей проходки на долото, чем при бурении забойными двигателями, что особенно заметно при проходке высоко-абразивных, пластичных пород. Благодаря возможности передачи относительно больших крутящих моментов при бурении на 4000—6000 м роторный способ перспективен и при проводке сверхглубоких скважин в абразивных, пластичных пародах. Вращение бурильной колонны способствует закручиванию потока, лучшему выносу шлама. При роторном способе применяются те же высоконапорные насосы, что и при турбинном бурении, поэтому имеется существенный резерв для повышения давления, который может быть использован в насадках гидромониторных долот. Меньшая потребность в расходе бурового раствора позволяет создавать гораздо больший перепад давления и более высокую скорость истечения его из насадок. При снижении частоты вращения долота уменьшается вращательно-вихревой эффект потока раствора, ослабляется взвешивание шлама по сравнению с высокооборотным бурением. Поэтому промывка забоя должна быть более совершенной. Роторное бурение возможно при всех видах бурового раствора, однако требования к его смазывающей и противоизносной способности выше. Аварийность при роторном способе выше вследствие большего изгиба и закручивания бурильной колонны, большей динамичности и действия знакопеременных напряжений. Поэтому важно использовать УБТ такой длины, чтобы при передаче на долото достаточной осевой нагрузки нейтральное сечение находилось в интервале установки их. Для снижения стрелы прогиба важно использование центраторов, а для уменьшения изнашивания бурильных труб, замков и обсадной колонны — предохранительных колец. Амортизаторы колебаний способствуют снижению аварийности и увеличению проходки на долото. При роторном бурении менее вероятно зависание бурильной колонны, поэтому осевая нагрузка, показываемая индикатором веса, больше соответствует фактически передаваемой на долото. Знание действительных частоты вращения, осевой нагрузки и крутящего момента помогает более надежно оценивать уровень износа зубьев и опор долота, чередование пород по твердости. По мере изнашивания опор при бурении в твердых породах крутящий момент возрастает. Это позволяет более обоснованно изменять режим бурения, отрабатывать и менять долото.
Электробур. Частота вращения электробура устанавливается еще на стадии проектирования режима бурения подбором типа электробура и числа редукторов. Опыт бурения на промыслах Башкирии, Туркмении, Куйбышевской области и Украины подтвердил целесообразность использования одной-двух редукторных вставок, снижающих частоту вращения в 2—4 раза. Даже при бурении пород средней твердости (известняков и доломитов) на глубине 1000—2500 м оказалось полезным четырехкратное снижение частоты вращения электробура. При этом осевая нагрузка была увеличена на 20—30%, проходка на долото повысилась в 1,5 раза, а механическая скорость снизилась лишь на 10—30%. При наличии на буровой преобразователя частоты тока, допускающего ее изменение от 35 до 50 Гц частота вращения может изменяться пропорционально изменению частоты тока. Поскольку при снижении последней уменьшается и мощность двигателя, а крутящий момент на валу остается почти неизменным, нельзя существенно изменить осевую нагрузку на долото. Осевая нагрузка, как и крутящий момент, повышается существенно лишь кратковременно и в пределах, допускаемых перегрузочной способностью электродвигателя, его тепловой характеристикой. Осевая нагрузка, как и крутящий момент, повышается судить о состоянии долота, знать, что больше износилось — опора (момент и сила тока возрастают) или зубья (момент и сила тока снижаются при постоянной осевой нагрузке). Это дает возможность лучше отрабатывать долота и своевременно их поднимать. Расход бурового раствора может устанавливаться независимо от других режимных параметров. Как и при роторном способе, при бурении электробуром избыточное давление насосов может быть использовано в насадках гидромониторных долот. Использование телеметрической системы измерения положения ствола скважины и контроля положения бурильной колонны и отклонителя позволяет успешно применять электробур при проводке наклонных скважин и борьбе с произвольным искривлением их при частом чередовании по твердости наклонно залегающих пород.
Основные особенности режима бурения винтовыми двигателями связаны с их рабочими характеристиками, которые резко отличаются от характеристик турбобуров и электробуров. Относительно большой крутящий момент, низкая частота вращения и меньшая длина делают винтовой двигатель более предпочтительным при бурении высокоабразивных пород различной твердости, при наборе зенитного угла наклонно-направленных скважин. Перспективен такой двигатель и для бурения пластичных пород, залегающих на большой глубине, вследствие меньшего перепада давления, чем в турбобуре.
В сочетании с винтовым двигателем можно успешно использовать шарошечные долота с большим скольжением, долота ИСМ и алмазные. Недостаточен пока опыт бурения с использованием гидромониторных долот, хотя такое сочетание должно быть эффективным. При бурении на небольшой глубине нет различий в условиях работы двигателя, а при бурении глубоких скважин резиновые элементы будут находиться под большим давлением, что может привести к значительным перетокам жидкости. Одно из преимуществ бурения винтовым двигателем — возможность контроля отработки долота по изменению давления на стояке: по мере увеличения крутящего момента и изнашивания опор давление повышается.
Для турбинного бурения характерна взаимозависимость режимных параметров, обусловленных, например, изменением п, М, , и N, с увеличением осевой нагрузки на долото, с изменением расхода, свойств горных пород, степени износа долота и т.; д. В связи с этим нельзя задавать одновременно все параметры режима бурения. Обычно принято указывать тип турбобура, число секций, тип долота, расход бурового раствора и осевую нагрузку. Для подбора остальных параметров работы турбобура необходимо знание комплексной характеристики турбобур — долото — забой (ТДЗ). Поэтому возникает необходимость расчета основных рабочих характеристик турбобура.