- •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:
4.1 Спуско-подъемный комплекс буровой установки
Спуско – подъёмный комплекс буровой установки (рис.) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б – через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм – крюкоблок.
4.2. Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки.
Н а рис. показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.
Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8.
Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.
Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно – измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.
Рис. Схема циркуляции бурового раствора.
5. Режимные параметры и показатели бурения
Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.
Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.
Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи – проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.