- •Содержание
- •4.Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин.
- •4.1. Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно-циркуляционный комплекс буровой установк
- •1. Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •1.1. Способы бурения скважин
- •2. Физико-механические свойства горных пород и процесс их разрушения при бурении
- •2.1. Общие сведения о горных породах
- •2.2. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения
- •3. Буровой инструмент и забойные двигатели
- •3.1. Породоразрушающий инструмент
- •3.2. Буровые долота
- •3.3. Лопастные долота
- •3.4. Алмазные долота
- •3.5. Долота исм
- •3.6. Долота специального назначения
- •3.7. Инструмент для отбора керна
- •3.8. Бурильная колонна
- •3.9. Ведущие бурильные трубы
- •3.10 Стальные бурильные трубы
- •3.11. Легкосплавные бурильные трубы
- •3.12. Утяжеленные бурильные трубы
- •3.13. Переводники
- •3.14. Специальные элементы бурильной колонны
- •3.15. Условия работы бурильной колонны
- •3.16. Забойные двигатели
- •4. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •4.1 Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •4.2. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
- •5. Режимные параметры и показатели бурения
- •Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.
- •6. Буровые промывочные жидкости
- •6.1. Условия бурения с применением промывочных жидкостей
- •6.2. Способы промывки
- •6.3. Функции бурового раствора
- •6.4. Классификация промывочных жидкостей
- •6.5. Параметры буровых растворов и методы их измерения
- •6.6. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению
- •6.7.Промысловые испытания бурового раствора
- •6.8. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
- •7. Направленное бурение скважин
- •7.1. Технические средства направленного бурения
- •7.2. Бурение скважин с кустовых площадок
- •7.3. Особенности проектирования и бурения скважин с кустовых площадок
- •8. Осложнения и аварии в процессе бурения
- •8.2. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации
- •8.3. Ловильный инструмент и работа с ним
- •8.4.Организация работ при аварии
- •9. Крепление скважин
- •Общие сведения о цементировании скважин
- •Технология цементирования
- •Одноцикловое цементирование с двумя пробками
- •9.1.Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование
- •9.2. Манжетный способ цементирования
- •9.3. Способ обратного цементирования
- •9.4. Установка цементных мостов
- •9.5.Тампонажные материалы и оборудование для цементирования скважин
- •10. Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов)
- •10.1.Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения.
- •10.2.Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны
- •10.3.Исследование продуктивных пластов
- •Словарь
- •Билет № 1
- •Вопрос 1.
- •Вопрос 2
- •Вопрос 3.
- •Вопрос 4.
- •Билет № 2.
- •Билет № 3
- •Билет № 4.
- •Билет № 5.
- •Билет № 6.
- •Билет № 7.
- •Билет № 8.
- •Билет № 9.
- •Билет № 10.
- •Билет № 11.
- •Условная вязкость
- •Фильтрационные и коркообразующие свойства
- •Билет № 12.
- •Билет № 13.
- •Билет № 14.
- •Технология цементирования
- •Билет № 15.
- •Билет № 16.
- •Билет № 17.
- •Билет № 18.
- •Билет № 19.
- •Билет № 20.
- •Список литературы:
Билет № 13.
Вопрос № 1. Универсальный превентор. Назначение, техническая характеристика, устройство, работа. В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида. Управление включением превентора можно осуществлять вручную и с помощью механического или гидравлического привода.Универсальный превентор состоит из крышки 1, стопорных болтов 2, шайбы 3, манжет 4.7,10,14, корпуса 5, уплотнителя 6, заглушки 8, плунжера 9, прокладок 11.16, штуцера 12, втулки 13, шпилек 15, гаек 17 и катушки 18.
Техническая характеристика:
Диаметры проходного отверстия корпуса превентора – 156.230,307,406 мм.
Диаметр колонн обсадных труб – от 73 до 426 мм.
Давления рабочие – от 12.5 до 100 кгс/см2
Давления пробные – от 25 до 150 кгс/см2
Вопрос № 2. Прихваты бурильного инструмента. Причины и меры предупреждения.
В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам:
перепад давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственный контакт некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени; резкое изменение гидравлического давления в скважине вследствие выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора; нарушение целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола;
образование сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента;
заклинивание бурильной и обсадной колонн в желобах, бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, нового долота в суженой части ствола из-за обработки по диаметру предыдущего долота;
оседание частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора; неполная циркуляция бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны;
преждевременное схватывание цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов;
отключение электроэнергии или выход из строя подъемных двигателей буровой установки.
Для предупреждения прихватов необходимо:
применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;
обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора. Перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанным в ГТН;
обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение последней свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
при вынужденных остановках через каждые 3...5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;
при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильной инструмент следует разгрузить примерно на массу, соответствующую той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее.
Для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10... 15 %), графит (не более 0,8 %), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 ...3 %-го водного раствора), смазочные добавки типа СМАД-1 (до 3 %) и СГ (до 2 %).
Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов (пластов).
Вопрос № 3. Порядок проведения контрольных замеров для контроля за положением стола скважины.
При бурении необходимо знать фактические координаты ствола скважины для сопоставления их с проектными. С этой целью осуществляются замеры зенитного и азимутального углов через определенные интервалы глубин (например через 20-50 м). Эти работы проводятся обычно с помощью специальных приборов (инклинометров) после бурения под кондуктор, техническую, эксплуатационную колонну. Инклинометрические исследования проводятся как силами буровой бригады, так и специальными инклинометрическими партиями, оснащенными необходимым оборудованием и техникой. Инклинометры могут быть двух типов: магнитометрические и гироскопические. В практике бурения применяют электробуры с телеметрической системой СТЭ. Она позволяет контролировать в процессе бурения величины азимутальных углов и положение отклонителя, а также некоторые режимные параметры. Комплект СТЭ включает в себя: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (НПТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП). Система рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре до 1000.
Вопрос № 4. Требования ТБ при одновременном производстве буровых работ, освоения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на кусте.
Скважины на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями**). Количество скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м.
Количество групп скважин на кустовой площадке не регламентируется, но суммарный свободный дебит всех скважин одного куста не должен превышать 4000 т/сут по нефти.
Устья скважин должны располагаться на специальной площадке по одной прямой на оси куста на расстоянии 5 м друг от друга. В любом случае это отклонение согласовывается с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России, а расстояние между устьями скважин должно быть не менее 2 м.
Расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной должно быть не менее 50 м. Расстояние от границ кустовой площадки до магистральных и внутрипромысловых дорог должно быть более 50 м.
На кустовой площадке должна быть площадка размером 20 х 20 м для размещения пожарной техники. Месторасположение площадки устанавливается проектом с учетом требований пожарной безопасности.
Служебные и бытовые помещения на территории кустовой площадки должны быть оборудованы в соответствии с требованиями пожарной безопасности и размещены от устья бурящейся скважины на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м
Размеры кустовых площадок должны обеспечивать размещение технологического оборудования, агрегатов для ремонта скважин, специальной техники, другого оборудования при различных способах эксплуатации скважин с учетом требований к расположению станков-качалок, станций управления, трансформаторных подстанций, газопроводов газлифта, кабельных экстакад по одну сторону от оси куста скважины и подземной прокладки кабельных линий к электроцентробежным насосам и станкам-качалкам по другую сторону от оси куста скважины при условии согласования с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России.
При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин после окончания бурения очередной скважины и получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки допускается консервация скважины без спуска насосно-компрессорных труб.
Схема обвязки устьев скважин в процессе бурения, освоения, эксплуатации и ремонта разрабатывается предприятием, выполняющим указанные работы, согласовывается с заказчиком и соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России и утверждается техническим руководителем предприятия.
Допускаются последовательное освоение, интенсификация притоков, дополнительное вскрытие продуктивных отложений, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений, ввод в эксплуатацию ранее пробуренных скважин, расположенных на расстоянии, обеспечивающем безопасный монтаж и эксплуатацию установок (агрегатов) для освоения и ремонта скважин в соответствии с инструкциями завода-изготовителя, но не менее 10 м от устья бурящейся скважины.
Система водоснабжения кустовой площадки должна предусматривать возможность аварийного орошения устьевого оборудования действующих скважин на время, необходимое для подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу или к другим источникам водоснабжения. Допускается подключение к системам поддержания пластового давления (ППД) при использовании в них в качестве рабочего агента технической воды без добавок химических реагентов.
Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных служб. Дислокация складов должна обеспечивать оперативную доставку необходимых средств на кустовую площадку.
По наряду-допуску производят следующие работы:
передвижки вышечно-лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;
демонтаж буровой установки;
перфорацию, освоение скважин;
обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержании пластового давления;
монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
электрогазосварку;
рекультивацию территории куста, амбаров.
Выдача наряда-допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.
Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания буровой установки, передвижных и цементировочных агрегатов, другой специальной техники должны быть оснащены искрогасителями.
Порядок эвакуации людей, транспорта, специальной техники с кустовых площадок при возникновении аварийных ситуаций должен быть предусмотрен ПЛА.
В случае затопления кустовой площадки паводковыми водами выше колонных фланцев бурение, освоение и ремонт скважин не допускаются, а эксплуатация скважин осуществляется по специальному плану, утвержденному пользователем недр (его представителем) и согласованному с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России.