Історія розвитку буріння свердловин. Загальні поняття про будівництво свердловин

Історія розвитку буріння свердловин. Загальні поняття про будівництво свердловин

1.Рік і країна, де вперше вперше було застосовано роторне буріння циркулюючим потоком рідиниУ 1901 р в США

2.Рік і країна де вперше була пробурена свердловина на нафту1847 році В. Семеновим в Азербайджані на Бібі-Ейбаті.

3.Рік створення гідравлічного вибійного двигуна-турбобура У 1923 році М. Капелюшников, С. Волох, М. Корнєєв

4.Рік створення гвинтового вибійного двигуна 1966 році М. Гусман, С. Никомаров, Ю. Захаров

5.рік створення електричного вибійного двигуна-електробура У 1937-1940 рр. А. Островським, Н. Григоряном, А. Богдановим

6.Промислове застосування в даний час має спосіб руйнування порід механічного руйнування породи

7.Буріння нафтових і газових свердловин в наш час найчастіше здійснюється способом обертальним(або роторним)

8.Спосіб буріння при якому долото обертається, а бурильна колона ні із застосуванням вибійних двигунів

9.Спосіб буріння при якому бурильна колона і долото обертається з допомогою спеціального обертального механізму, встановленого над устям свердловини роторне

10.Спосіб буріння при якому застосовують буровий снаряд, щоглу, балансирну раму, кривошипо-шатунний механізм, канат, інструментальну лебідку ударне буріння

11. Гірська циліндрична виробка, що споруджується без доступу в неї людини і діаметр якої в багато раз менший від довжини свердловина

12.Початок свердловини устя

13.дно свердловини вибій

14.Відстань від устя свердловини до вибою по осі свердловини довжина

15.Відстань від устя свердловини до вибою по проекції осі свердловини на вертикаль глибина

16.Свердловина в якій її довжина рівна глибині вертикальна

17. Правильна послідовність циклу будівництва свердловини

1- підготовчі роботи до буріння св.

2- вторинне розкриття продуктивного пласта,випробування,освоєння св.

3- підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання

4- буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів

5- демонтаж бурового обладнання, перевезення його на нову точку

6- монтаж бурового обладнання

3,6,1,4,2,5

ВИБІЙНІ ДВИГУНИ

47. Вибійний двигун,в якого найбільша частота обертання вала

Турбобур

48. За принципом дії належать до обємних роторних машин

Гвинтові

49. Щоб запобігти проникненню в двигун електробура промивальної рідини через сальник, тиск масла в порожнині двигуна повинен бути порівняно з тиском промивальної рідини,що протікає через електробур Більшим 0,2-0,3 Мпа

50. Порожнини в гвинтовому двигуні, які зв’язані з областями високого і низького тисків

Називаються камерами.

51. Замкнуті порожнини в гвинтовому двигуні

Шлюзами

52. Елемент гвинтового двигуна, що призначений для передачі обертання від ексцентричного розміщеного ротора до вала шпинделя

Карданне заєднання.

53. Що не є складовою частиною турбобура?

Основні частини турбобура – турбіна, вал, корпус і гумово-металічні підшипники ковзання, які використовують як радіальні і осьові опори, що успішно працюють при змащуванні їх промивальною рідиною.

54. З чим жорстко з’єднані статори турбіни турбобура

Корпус

55. З чим жорстко з’єднані ротори турбіни турбобура?

Вал

56. Що не входить в склад електробура?

1 - кабель;2 - лубрикатор;3 - сальник;4 - пустотілий вал електродвигуна;5 - зубчата муфта;

6 - пустотілий вал шпинделя;7 - торцьовий сальник;8 - перевідник;9 - корпус шпинделя;

Корпус електродвигуна

57. Яка кількість зубів у ротора гвинтової пари?

У статора 10.

58. Де розташований струмоприймач при бурінні електробуром?

Між вертлюгом і ведучою трубою розміщений струмоприймач.

59. Яка головна відмінність шпиндельних турбобурів?

Шпиндельні турбобури дозволяють покращити енергетичні характеристики турбобура, оскільки в них осьова опора винесена в окрему нижню секцію-шпиндель

БУРИЛЬНА КОЛОНА

 

1. Якого елементу може не бути у бурильній колоні при бурінні з використанням вибійного двигуна? Ведуча труба

2. Для чого призначений бурильний замок?

З’єднання труб у свічки і свічок одна з одною здійснюється з допомогою бурильних замків.

3. Для чого не призначена ведуча бурильна труба?

Для обертання бурильнлъ колони

4. Як називається обважнена бурильна труба, у якої на обидвох кінцях нарізана внутрішня замкова різьба?

Наддолотна

5. Як називається обважнена бурильна труба, у якої на одному кінці нарізана внутрішня замкова різьба, а на іншому - зовнішня?

Проміжною

6. Яких немає типів бурильних замків?

ЗН,ЗШ,ЗУ такі є.

7. Для чого не призначені перехідники?

Перевідники призначені для з’єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

8. В склад бурильної колони не входить

Бурильна колона складається з ведучої труби, бурильних труб, обважнених бурильних труб, замків, перевідників і з’єднуючих муфт.

9. В склад технологічної оснастки бурильної колони не входить

Ній встановлюють фільтр, зворотний клапан, а на ній - запобіжні кільця, калібратори, центратори, стабілізатори.

10. Бурильні труби ТБВК і ТБНК мають переваги над трубами ТБВ і ТБН тим, що конічними стабілізуючими поясками

11. Бурильні труби ТБВ і ТБН відрізняються між собою

Висадженими всередину кінцями і з’єднуючими муфтами до них (ТБВ)

б) з висадженими назовні кінцями

12. Найменший гідравлічний опір при течії рідин в бурильних трубах

ЛБТ

^ 82. Не можна експлуатувати при наявності в свердловині промивальної рідини з ^ концентрацією водневих іонів рН>10 бурильні труби

ЛБТ

^ 83. При бурінні похило-скерованих свердловин доцільно використовувати бурильні труби ТБПВ

1 Бурильні труби з стабілізуючими поясками

Бурильні труби із стабілізуючими поясками (тип 3 і 4

2 Найменший діаметр прохідного отвору в бурильних замках

 

3 Ніпель і муфта бурильного замка з'єднуються між собою з допомогою різьби

Ніпель і муфта бурильного замка з’єднуються між собою з допомогою конічної великої різьби трикутного профілю, яка дістала назву замкової, а приєднання цих деталей до бурильних труб здійснюється за допомогою конічної мілкої трубної різьби трикутного або трапецієвидного профілю.

 

4 Труби, призначені для створення осьового навантаження на долото та збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони

ОБТ

5 Труба, призначена для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони та циркуляції промивальної рідини

Ведуча бурильна труба

6 Для запобігання викиду промивальної рідини через бурильну колону в середині її верхньої частини встановлюється

 

Зворотний клапан

7 Де встановлюють калібратор?

Над долотом

8 Якого типу перехідників немає?

а) перевідники перехідні або запобіжні (ПП);б) перевідники муфтові (ПМ);в) перевідники ніпельні (ПН).

Роторному способі фактичну частоту обертання визначають виходячи із характеристики ротора, що входить у комплект даної бурової установки.

З чим узгоджують розраховану витрату промивальної рідини?

22. Яке з розрахованих значень витрати промивальної рідини вибирають для подальшого узгодження?

характеристику насосної установки беруть найближче більше значення Q, якому відповідає значення допустимого тиску для даних циліндрових втулок.

23. Як називається режим буріння, який забезпечує найкраще виконання одного чи декількох показників при даному технічному оснащенні?

Раціональним

24. Режим буріння, який призводить до зростання швидкості буріння за рахунок збільшення швидкості обертання

Форсований швидкісний режим

25. Режим буріння, який забезпечує найвищу продуктивність праці при мінімальних, затратах

Оптимальним

26. Режим буріння, який призводить до зростання швидкості буріння за рахунок збільшення осьового навантаження на долото

Форсований силовий режим

27. Режим буріння, який забезпечує найкраще виконання тієї чи іншої спеціальної задачі

Спеціальним

28. Режим, при якому здійснюється буріння з відбором керну

Спеціальним

29. В залежності "механічна швидкість проходки - осьове навантаження" відсутня область

30. Із збільшенням швидкості обертання долота механічна швидкість проходки

Збільшується

31. Із збільшенням фільтрації промивальної рідини механічна швидкість проходки

Чим вища проникність порід і водовіддача (фільтрація) промивальної рідини, менша в’язкість фільтрату, нижча частота обертання, більша тривалість контакту робочої поверхні долота з породою, тим слабший вплив густини на механічну швидкість, оскільки тиск на вибої і на глибині виколу встигає вирівнятись.

Зменшується

 

33. Із збільшенням густини промивальної рідини механічна швидкість проходки

Зменшується

Тіксотропні властивості

36. Який розмір частинок видаляють муловідділювачі?

Під дією відцентрової сили

17. Розмірність фільтрації промивальної рідини

/75мм

25. Розмірність статичного напруження зсуву промивальної рідини

Па

26. Розмірність умовної в'язкості промивальної рідини

Сек

27. Розмірність вмісту піску в промивальній рідині

%

28. Прилад для вимірювання фільтрації промивальної рідини

ВМ-6

29. Прилад для вимірювання вмісту піску в промивальній рідині

ВМ-2

30. Прилад для вимірювання густини промивальної рідини

Аерометр АГ-3ПП

31. Прилад для вимірювання умовної в'язкості промивальної рідини

Віскозиметра ВП-5

32. Різниця густин промивальної рідини, що знаходиться в нижній і верхній половині ' спеціального циліндра (ЦС-1) після 1 доби спокою

Стабільність

33. Об'єм дисперсійного середовища, який виділився за одну добу спокою із 100 см³ промивальної рідини, налитої в мірний циліндр

Добовий відстій

34. Основне призначення КМЦ в промивальній рідині на водній основі

Понижувачі водовіддачі

35. Основне призначення ССБ в промивальній рідині на водній основі

Утворення суспензій

37. Основне призначення нафти в промивальній рідині на водній основі

Промивальні рідини на вуглеводневій основі призначені для розкриття нафтоносних пластів, відбору керна, коли необхідно одержати взірці порід, не забруднені фільтратом; для розбурювання глинистих порід, стійкість яких значно знижується при зволоженні, а також хемогенних порід, які легко розчиняються у воді і схильні до втрати стійкості.

 

38. Правильна послідовність руху промивальної рідини по циркуляційній системі свердловини

Бурові насоси

Бурильна колона

Долото

Затрубний простір

Приймальні ємності

39. Правильна послідовність очищення промивальної рідини

Пісковідділювачі

Вібросита

Муловідділювачі

40. Механізм, яким не готують промивальні рідини

Промивальні рідини можна готувати безпосередньо на буровій або централізовано на глинозаводі, який обслуговує дільницю чи район. Рідину, що приготовлена на заводі, транспортують або спеціально прокладеними до бурових трубопроводами, або в автоцистернах.

– Схема блоку приготування промивальних рідинн

Або

Гідравлічної мішалки ГДМ-1

Плоско викривленими,

47. Свердловина, в якої з глибиною змінюється зенітний і азимутальний кути

Просторововикривленими.

48. Умовно свердловину називають вертикальною, якщо зенітний кут у неї не перевищує (2-3) °,

 

49. Проекція осі свердловини на вертикальну площину

Профілем свердловини

50. Проекція осі свердловини на горизонтальну площину

Інклінограмою.

51. Найкоротша віддаль між проекцією даної точки на горизонтальну площину і устям свердловини

Зміщенням (альтитудою)

52. Кут між вертикаллю і дотичною до осі свердловини в даній точці

зенітним кутом (альфа)

53. Кут між напрямком на північ і проекцією до осі в даній точці на горизонтальну площину (взятий за годинниковою стрілкою)

азимутальним кутом Q

54. При роторному способі буріння відхилення ствола свердловини від вертикалі може здійснюватися з допомогою

ствол свердловини відхиляється від вертикалі з допомогою клиновидних (рисунок 7.2) або шарнірних відхилювачів.

55. При турбінному способі буріння відхилення ствола свердловини від вертикалі може здійснюватися з допомогою

Кривий перевідник

Ексцентричний ніпель

Пружний відхилювач

 

Зволожує породу, хімічні речовини, які сприяють збільшенню гідрофільності породи, а значить кількості фізично зв’язаної води. глинистих мінералів, які під впливом водного фільтрату гідратують і збільшуються в об’ємі, набухають. фільтрат відтісняє від свердловини пластову нафту (газ). у фільтраті містяться в розчиненому вигляді різні хімічні речовини.

62. Яка головна причина проникнення дисперсійного середовища промивальної рідини у пласт?

Використовувати для розкриття промивальну рідину або взагалі без твердої фази, або з можливо меншим її вмістом. Бажано, щоб тверда фаза складалась з матеріалів, які здатні розчинятися в соляній або інших кислотах, що застосовуються для стимуляції припливу флюїда із пласта (крейда, вапняк, сидерит), або в пластових рідинах.

Вибір способу розкриття залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу рідин і газів, які містяться в ньому, кількості продуктивних пропластків і коефіцієнтів аномальності пластових тисків.

161. Операція з утворення отворів в обсадній колоні, цеметному кільці і кольматаційній зоні пласта

Наз. випробування пласта

163. Ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частинки дисперсної фази промивальної рідини

Зона кольматації

164. В пластовипробувачі від'єднувати верхню частину компонування у випадку неможливості звільнити пакер і фільтр дозволяє

Безпечний замок

165. Гідравлічний інструмент, з допомогою якого створюють додаткову ударну силу для полегшення звільнення нижніх вузлів пластовипробувача у випадку їх прихоплення

Пакер

167. У якому випадку не використовують спосіб первинного розкриття продуктивних горизонтів, при якому свердловину бурять до покрівлі продуктивного горизонту, опускають колону і цементують ЇЇ, а потім розбурюють продуктивний пласт?

При бурінні знизу вверх

168. Що не входить в задачі випробування пласта?

Одержання припливу пластового флюїду, 2) відбір проби флюїду для аналізу, 3) вимірювання початкового пластового тиску, 4)оцінка колекторських властивостей пласта, 5) оцінка ступеня забруднення приствольної зони пласта, 6) оцінка продуктивності об’єкта, 7) оцінка запасів можливих вуглеводнів

 

 

169. Яке правильне поєднання способів випробування продуктивних горизонтів?

Зверху вниз

170. Що не є елементом пластовипробувача КВІ?

1) вирівнювальний (перепускний) клапан, який призначений для полегшення перетоку промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі – навпаки);

2) головний або впускний клапан, який запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з неї, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування;

3) гальмівна камера з поршнем (або гідравлічне реле часу), яка призначена для затримки відкриття впускного клапана на деякий наперед заданий інтервал часу після створення на пластовипробувач осьового стискуючого навантаження;

Задача закритих періодів - зареєструвати криві відновлення тиску (КВТ) в підпакерній зоні з тим, щоб використати їх разом з даними про інтенсивність припливу протягом відкритих періодів і результатів лабораторних аналізів пластової рідини для визначення колекторських властивостей об’єкта, прогнозних запасів вуглеводнів і промислової цінності.

20. Яка головна задача відкритих періодів випробування?

Мета першого відкритого періоду полягає в тому, щоб одержати початковий приплив рідини і очистити приствольну зону від забруднення (тривалість його не менше 10 хв.). Наступні відкриті періоди проводять з метою поширення області пониженого тиску в глибину об’єкта, одержання припливу пластової рідини з віддаленої зони і реєстрації його інтенсивності.

21. Правильна послідовність роботи випробувача пластів при двох періодах випробування

Циркуляційний клапан

25. Полегшує перетікання промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі - навпаки)

Торпедна

25. Тип перфораторів, які бувають корпусними і без корпусними

Кумулятивні перфоратори

25. Солянокислотна обробка пласта є методом стимулюючої дії на пласт

Методів комбінованої дії

Направлення

Кондуктор

Проміжна колона

Хвостовиками (потайними).

25. Якого виду обсадних колон немає?

обсадні колони (направлення, кондуктор і експлуатаційна колона) – ті що є

25. Які зони вважають несумісними за умовами буріння?

На основі зміни коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання (гідророзриву) виділяють зони з несумісними умовами буріння. Умови буріння в двох суміжних зонах вважаються несумісними в тому випадку, якщо при переході із верхньої зони до буріння в нижній зоні необхідно змінити густину промивальної рідини так, що це призведе або до поглинання останньої в один з горизонтів верхньої зони, або до флюїдопроявлень чи нестійкості порід у верхній зоні

25. Колона труб, що служить для попередження розмиву порід біля устя, з'єднання устя з очисною системою бурової установки

Направлення

25. Колона труб, що служить для закріплення стінок свердловини в нестійких породах, перекриття зон ускладнень, а також для ізоляції горизонтів, вміщуючих артезіанські та лікувальні води

Кондуктор

25. Колона труб, яка крім іншого служить каналом для транспортування з продуктивного пласта флюїду або закачування в пласт рідини (газу)

Експлуатаційна колона

25. Колона труб, що встановлюють між кондуктором і експлуатаційною колоною

Проміжна колона

25. Колону труб, в якій верхній її кінець встановлюється не на усті, а на значній глибині від нього

Хвостовиками (потайними).

25. Найрозповсюдженіший спосіб кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів

Направлення

25. Інтервал цементування проміжної колони в експлуатаційній нафтовій свердловині глибиною більше 3000 м

На всю довжину

25. Інтервал цементування експлуатаційної колони в експлуатаційній нафтовій свердловині глибиною 4200 м

На всю довжину

25. Правильна послідовність проектування конструкції свердловини

Експлуатаційна колона

Кондуктор

Проміжна колона

25. Для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску служить

Направляюча пробка

25. Товстостінна труба в нижній частині обсадної колони довжиною близько 2 м, в якій по спіральній лінії просвердлені отвори для виходу рідини

Зворотний клапан

25. Що не входить в оснащення низу обсадної колони?

Густина.

Дисперсність

Із властивостей тампонажного розчину найбільше значення мають густина, рухомість, водоутримувальна здатність (фільтраційні властивості) і швидкість переходу із рідкого стану в твердий (швидкість тужавіння).

25. Яка з наведених властивостей не відноситься до цементного каменю?

АзНДІ

25. Прилад для вимірювання швидкості схоплення тампонажного розчину

Прилад Віка

25. Прилад для вимірювання дисперсності тампонажного порошку

Часткове поглинання

25. Ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично' відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоками промивальної рідини і виноситься на денну поверхню

Обсипанням

25. Ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не може швидко видалити цю породу на поверхню

Обвалюванням

25. Не відноситься до ускладнень

До ускладнень належать:

а) поглинання технологічних рідин (промивальних рідин і тампонажних розчинів);

б) флюїдопрояви (газонафтоводопрояви);

в) порушення цілісності стінок свердловини (утворення каверн, жолобів, звуження ствола);

г) прихоплення колони труб.

25. Признак флюїдопроявів

Про початок нафтогазоводопроявів можна судити за підвищенням рівня рідини в прийомній ємності, зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини, появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині, за зниженням її густини, зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату, переливом через устя після припинення циркуляції, загорянням факела на відводі превентора, за показами і сигналами газокаротажної станції, підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

25. Признак поглинання промивальної рідини

Історія розвитку буріння свердловин. Загальні поняття про будівництво свердловин

1.Рік і країна, де вперше вперше було застосовано роторне буріння циркулюючим потоком рідиниУ 1901 р в США

2.Рік і країна де вперше була пробурена свердловина на нафту1847 році В. Семеновим в Азербайджані на Бібі-Ейбаті.

3.Рік створення гідравлічного вибійного двигуна-турбобура У 1923 році М. Капелюшников, С. Волох, М. Корнєєв

4.Рік створення гвинтового вибійного двигуна 1966 році М. Гусман, С. Никомаров, Ю. Захаров

5.рік створення електричного вибійного двигуна-електробура У 1937-1940 рр. А. Островським, Н. Григоряном, А. Богдановим

6.Промислове застосування в даний час має спосіб руйнування порід механічного руйнування породи

7.Буріння нафтових і газових свердловин в наш час найчастіше здійснюється способом обертальним(або роторним)

8.Спосіб буріння при якому долото обертається, а бурильна колона ні із застосуванням вибійних двигунів

9.Спосіб буріння при якому бурильна колона і долото обертається з допомогою спеціального обертального механізму, встановленого над устям свердловини роторне

10.Спосіб буріння при якому застосовують буровий снаряд, щоглу, балансирну раму, кривошипо-шатунний механізм, канат, інструментальну лебідку ударне буріння

11. Гірська циліндрична виробка, що споруджується без доступу в неї людини і діаметр якої в багато раз менший від довжини свердловина

12.Початок свердловини устя

13.дно свердловини вибій

14.Відстань від устя свердловини до вибою по осі свердловини довжина

15.Відстань від устя свердловини до вибою по проекції осі свердловини на вертикаль глибина

16.Свердловина в якій її довжина рівна глибині вертикальна

17. Правильна послідовність циклу будівництва свердловини

1- підготовчі роботи до буріння св.

2- вторинне розкриття продуктивного пласта,випробування,освоєння св.

3- підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання

4- буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів

5- демонтаж бурового обладнання, перевезення його на нову точку

6- монтаж бурового обладнання

3,6,1,4,2,5