Оборудование (датчики) для автоматического измерения параметров бурения

Билет 5-1.

1. Конструкция скважины, требования к конструкции и крепи скважины.

Конструкция скважины – это спущенные в скважину обсадные трубы различного диаметра и длины.

Направление диаметр 426 мм, глубина спуска 4 -5 м, иногда до 40 м.

Кондуктор диаметр 325 мм, глубина спуска 150 – 800м.

промежуточная колонна _ 219, глубина спуска зависит от геологических условий.

эксплуатационная колонна – 146, глубина спуска зависит от глубины залегания продуктивных горизонтов.

Требования к конструкции.1. доведение скважины до проектной глубины

2. осуществление заданных способов вскрытия продуктивных объектов и их последующая эксплуатация.

3. Минимальные затраты на строительство скважины.

Требования к выбору интервалов цементирования.

1. кондуктор до устья

2. промежуточная колонна с учетом геологических условий, но не менее 500м от башмака колонны.

3. эксплуатационная колонна с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100м.

Билет5 – 2

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

- обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

- создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках, циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

Билет5 – 3

Системы блокировки, применяемые на буровом оборудовании.

1. Противозатаскиватель талевого блока (не дать подъема тальблока выше 2 м до кронблока. 2. Предохранительный клапан бурового насоса, срабатывает при повышении давления в насосе за 0,02 сек.

Билет 5 – 4.

Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

 

Билет 6 – 1.

 

Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

1) ПРИ режуще-скалывающего действия – применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;

2) ПРИ дробяще-скалывающего действия – применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;

3) ПРИ истирающе-режущего действия – применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

1) Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) – буровые долота;

2) Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) – бурголовки;

3) Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.)

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:

1) Лопастной

2) Шарошечный

3) Секторный

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:

1) Со стальным вооружением;

2) С твердосплавным вооружением;

3) С алмазным вооружением;

4) С алмазно-твердосплавным вооружением.

 

Билет6 – 2.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что вбольшинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, длясохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

Билет 6 – 3.

Буровая лебедка – основной механизм спуско – подъемной системы буровой установки.

Состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионный валы, коробка перемены передач, тормозная система, включает ленточно – колодочный тормоз и вспомогательный тормоз (регулирующий – гидромат), пульт управления, Все механизмы закрыты предохранительными щитами.

Эксплуатация и техническое обслуживание ЛБ.

1. Правильность сборки: должна быть закреплена болтами, валы горизонтальны, оси параллельны между собой. цепные колеса (пара) установлены строго в одной плоскости.

2. Равномерное прилегание лент к тормозным шкивам при горизонтальном балансире и расположения тормозного рычага при полном торможении на расстоянии 0,8 – 0,9 м от пола буровой; при расторможенном состоянии ленты не должны прикасаться к поверхности тормозных шкивов.

3. Подшипники должны быть промыты и заполнены свежей смазкой.

4. система воздухопровода и пусковых устройств должна быть герметична.

5. правильная и надежная работа противозатаскивателя.

6. регулярно проверять натяжение и провисание цепей.

7.кулачковые муфты следует включать без ударов.

8. для смазки механизмов и отдельных узлов лебедки применять консистентные и жидкие смазки в соответствии с заводской инструкцией. Смазка ЦИАТИМ 203 для подшипников качения, звездочек, трансмиссий и КПП, вертлюжков смазывать не реже 1 раза в полгода.

9. Смазка подшипников вала барабана лебедки, промежуточных валов, тормозного рычага, вала гидромата, кулачковых муфт, пневмоцилиндра тормоза и других подвижных соединений шарниров, работающих периодически смазывают 1 раз в 3 месяца, манжеты гидротормоза – ежедневно.

10. для смазки цепных передач применяют индустриальное масло 50.В картерах цепных и зубчатых передач смазку рекомендуется менять один раз в полгода.

11. эксплуатация лебедки не свыше ее максимально допустимой нагрузки.

12. всякого рода переключения, а также вспомогательные операции проводить на пониженных частотах вращения.

Б 6-4

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками.скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

 

билет 7-1. Для контроля процесса бурения применяют аппаратуру КУБ, ГИВ

(гидравлический индикатор веса) и другие приборы контроля.

В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем – воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.

 

 

Датчик положения клиньев

Представляет собой датчик, измеряющий дав­ление в воздушной магистрали управления приводом клиньев. Датчик мон­тируется в разрыве пневмошланга, идущего к цилиндру привода клиньев и используемого для освобождения клиньев, и обжимается двумя хомутами

Датчик веса на крюке

Измеряется сила натяжения неподвижной ветки талевого каната пропорциональная весу бурильной колонны в буровом растворе. Кроме того, на датчик действует сила пропорциональная весу крюкоблока (Wк), талевого каната (Wт), квадрата (Wкв) при бурении. Используется для определения "кажущейся" нагрузки на долото.

Билет 7 – 3

Ротор.Индивидуальный привод ротора. Эксплуатация и техническое обслуживание ротора.

Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной БК с частотой вращения 30 – 300 об/мин при роторном бурении или для восприятия реактивного крутящего момента при бурении гидравлическими забойными двигателями.Они служт также для поддержания на весу бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на стол ротора на клинья при СПО.Привод ротора осуществляется цепной передачей от лебедки или от карданной передачи от КПП. Индивидуальный привод от электродвигателя постоянного тока, расположенного под полом буровой.

Эксплуатация и ТО ротора.

1. Горизонтальность стола ротора проверяют по уровню, центр проходного отверстия должен строго совпадать с геометрической осью скважины.

2. Ведущее колесо на валу лебедки и ведомое цепное колесо на ведущем валу ротора должны находиться в одной плоскости без перекосов.

3. Следить за температурой и уровнем масла в процессе эксплуатации.

4. Если в процессе работы ротора наблюдаются рывки, сильный нагрев корпуса, стуки или другие неполадки ротора то работа ротора должна быть прекращена и устранена причина.

5. Систематически очищать ротор снаружи от раствора и грязи.

6. Проверять состояние стопорного механизма.

7. проверять легкость вращения стола ротора.

8. смазка ротора по заводской инструкции

Билет 7 – 4.

Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента..

Билет 8 - 1

Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «Глубина (м) – Продолжительность (сут)». На график нанесены две кривые: одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Билет 8 – 2

По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1 класс – долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2 класс – долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород (МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

В настоящее время долота типа СТ и ТК не выпускаются.

По расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов шарошечные долота делятся:

- с центральной промывкой (Ц);

- с боковой гидромониторной промывкой (Г);

- с центральной продувкой (П);

- с боковой продувкой (ПГ).

Долота для высокооборотного бурения (частота оборотов долота более 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения (В).

Долота для низкооборотного бурения (частота оборотов долота 100- 400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения и одном подшипнике скольжения (Н).

Долота для бурения на пониженных частотах (частота оборотов долота не более 100 в минуту) изготовляют с опорами на двух и более подшипниках скольжения и подшипниках качения (А).

Выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными манжетами и резервуарами для смазки (У).

Условное обозначение (шифр) долота: III – 215,9 С-ГНУ 2354,

где III – трехшарошечное;

215,9 – номинальный диаметр долота, мм;

С – тип долота (для бурения пород средней твердости);

Г – боковая гидромониторная промывка;

Н – опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;

У – опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 – заводской номер долота.

В маркировке трехшарошечных долот и долот с центральной промывкой цифра III и буква Ц не указывается.

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рис. 3.4.

Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки.На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения – приливы с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок.

В последние годы все большее применение находят долота с герметизированной маслонаполненной опорой, у которых специальная смазка поступает к подшипникам из эластичного баллона по имеющемуся в лапе и цапфе каналу. Проникновению бурового раствора в полость такой опоры и утечке смазки препятствует жесткая уплотнительная манжета. Долговечность таких долот при ограниченной частоте оборотов на порядок и более превосходит долговечность долот с открытой опорой.

Билет 8 -3. Вспомогательная лебедка назначение, устройство.

Предназначена для подтаскивания в буровую грузов с приемных мостков. Состоит из сварной металлической рамы с двумя вертикальными стойками, на которых смонтирован редуктор, электродвигатель, трансмиссионный вал, тормоз с электромагнитом, катушечный вал. Безопасная шпилевая катушка неподвижно посажена на консольный конец катушечного вала. барабан лебедки посажен на катушечный вал на подшипниках и подключен к валу зубчатой муфтой с помощью рукоятки. Трансмиссионный вал соединен с катушечным валом цепной передачей. Лебедка управляется с пульта установленного на стойке. Место расположения лебедки выбирается с таким расчетом, чтобы ось барабанного вала находилась перпендикулярно к оси скважины и работающий на лебедке мог видеть расположенные на приемных мостках грузы.

 

Билет 8 - -4. Предупреждение ГНВП при креплении скважины.

1. Соблюдать правильное соотношение между плотностями и объемами жидкостей, закачиваемых в заколонное пространство.
2. свести к минимуму опасность ГНВП путем установки пакеров на обсадной колонне.
3. Обеспечение максимально возможной полноты замещения ПЖ тампонажным раствором.
4. Сокращение разрыва во времени между окончанием цементирования и началом схватывания раствора.
5. Если в интервале находиться один проницаемый горизонт, надо поддерживать избыточное давление в заколонном пространстве у устья скважины в период схватывания тампонажного раствора.

Билет 9 – 1 Режим бурения. Особенности режима роторного бурения.

Режим бурения – это параметры которые влияют на процесс разрушения г.п., их можно регулировать в процессе бурения в зависимости от геологических условий бурения.1. Осевая нагрузка.(кН)

2. частота вращения ПРИ(об/мин)

3. Количество бурового раствора, прокачиваемого в единицу времени.(л/с)

4. качество бурового раствора. (плотность, вязкость, водоотдача,

содержание песка, СНС).

При роторном бурении частота вращения ПРИ четко устанавливается бурильщиком с пульта управления. При вращении БК меньше опасность прихвата БК, зависания БК, прилипания БК.

В то же время каверны и другие осложнения с увеличением диаметра скважины повышает опасность ее слома. Снижение частоты вращения может привести к снижению механической скорости проходки.

Билет 9 – 2.

Водоотдача промывочной жидкости, способы ее регулирования.

Водоотдача ПЖ – способность раствора отфильтровываться на стенках скважины и образовывать тонкую глинистую корку.

Понизители водоотдачи:

УЩР – углещелочной реагент.

ТЩР – торфо щелочной реагент.

КМЦ карбоксиметилцеллюлоза.

ММЦ – мофицированная метилцеллюлоза.

КССБ – кондинсированная сульфид спиртовая барда.

Крахмальные реагенты.

Гипан.Метас.

Билет 9 – 3.

Дизельный привод БУ. Рабочая характеристика привода.

Работают на тяжелом топливах. На буровых применяются дизеля В2 – 450

(1600об/мин).Рабочей характеристикой называется изменение мощности, крутящего момента и удельного расхода в зависимости от частоты вращения коленчатого вала.

Приемистость и приспособляемость ДВС определяется конструкцией системы подвода топлива и воздуха, а также динамическим моментом инерции вращающихся частей поршневой группы. У быстроходных двигателей шатунно – поршневая группа облегчена, поэтому они имеют большую приемистость, чем тихоходные С увеличением коэффициента собственной приспособляемости двигателя возрастает устойчивость его работы при переменных режимах нагрузки, что особенно важно для двигателей, приводящих в движение буровые лебедки.

К недостаткам ДВС относится невозможность их запуска под нагрузкой, надо устанавливать в трансмиссиях фрикционные муфты.

Билет 9 – 4

Предупреждение ГНВП при опробовании скважины и вызова притока.

1. Контроль плотности ПЖ, выходящей из скважины.
2. Контроль уровня жидкости в приемных емкостях БН с помощью датчиков.
3. Контроль газосодержания ПЖ.
4. Оборудование очистной системы дегазаторами.
5. Систематический контроль механической скорости проходки.
6. Восстановление промывки после длительного простоя при герметизации устья скважины. Открыть превентор можно не ранее, чем после первого цикла циркуляции, убедившись, что давление на устье ниже атмосферного.

 

Билет 10 – 1 Причины, последствия и профилактика искривления ствола скважины.

причины:1. геологические - Слоистость, сланцеватость, трещиноватость горных пород, переслаивание пород различной твердости и степень наклона пластов, твердые включения в мягких породах.

2. Технологические - способы и режимы бурения - осевая нагрузка И частота вращения ПРИ, ведут к неравномерной разработке стенок скважин, чрезмерная подача ПЖ, большая скорость бурения.

3. Технические причины - кривые квадрат и БТ,, неправильная компоновка низа БК (КНБК), Неправильно отцентрированы вышка и ротор относительно оси скважины, неправильная установка направления и кондуктора.

Профилактика искривления ствола скважины. необходимо на этапе подготовительных работ к бурению проверить горизонтальность стола ротора, центрирование вышки, вертикальность направления, прямолинейность бурильных труб и ведущей трубы.

В первоначальный период бурения необходимо удерживать верхнюю часть бурильной трубы от раскачивания, от наклонов.

При дальнейшем бурении основными профилактическими мерами являются: соответствующая компоновка нижней части БК и регулирование режима бурения в соответствии с характером пород и условиями их залегания, к элементам КНБК (компоновка нижней части бурильной колонны) относятся: калибраторы, центраторы, стабилизаторы, кроткие УБТ (маховики).

В ГТН содержится типы применяемых компоновок с указанием их элементов и размеров по интервалам бурения, а также режим бурения в этих интервалах.

Для измерения искривления применяют инклинометры, по окончания бурения или через определенные интервалы проходки каротажная партия проводит данный вид работ.

В процессе бурения искривление может иногда достигать такой величины, что дальнейшее углубление становиться технически невозможным или практически нецелесообразным. В этом случае возможны два варианта: полная ликвидация скважины. исправление искривленного участка перебуриванием. Для этого измеряют кривизну всей скважины выше места наибольшего перегиба и выбирают ближайший вертикальный участок ствола скважины против мягких пород. ниже вертикального участка устанавливают цем. мост. После того цемент затвердеет, спускают БК и забуривают новый ствол скважины.

Бурение начинают «с навеса», дают медленную подачу (10-12 см/ч). В период забуривания постоянно следят за шламом. как только уступ вырабатывается,т.е. в шламе больше не содержится цемент, увеличивают подачу и следят за шламом. Если в шламе цемент не появляется,то осевую нагрузку постепенно увеличивают до нормальной.

Билет 10 -2

Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определенными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называют реологическими константами.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:

· на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента

· транспортирующую способность потока

· величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины

· величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в процессе бурения

· амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны

· интенсивность обогащения бурового раствора шламом

· скорость эрозии стенок скважин и др.

Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями). Регулируют реологические свойства буровых растворов применением различных хим. реагентов.

УСЛОВНАЯ ВЯЗКОСТЬ

Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.

Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 10⁰). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.

 

Условная вязкость определяется временем истечения 500 см³ раствора через трубку из воронки вискозиметра, заполненной 700 см³ раствора.

За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.

 

Билет 10 -3 ТУРБОБУРЫ

 

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис.).

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n, вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэффициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.

Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Правила эксплуатации турбобура:

1. При транспортировке турбобура на резьбах должны быть предохранительные пробки и колпаки.

2. осевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осевой опорой и не более 0,4 мм с шаровой осев