- •2.Цикл строительства скважин при вращательном бурении
- •3.Понятие о скважине, элементы
- •4. Классификация скважин по назначению.
- •6.Механические свойства горных пород и способы их определения.
- •7.Классификация породоразрушающего инструмента.
- •8.Долото режуще-скалывающего действия.
- •9.Долота дробящее - скалывающего действия
- •10.Трехшарошечные буровые долота.
- •11.Долота режуще-истирающего действия.
- •12.Порядок изготовления алмазных долот и их классификация.
- •14.Буровые долота исм, pdc.
- •15. Керноприемный инструмент.
- •16.Краткая история развития способов бурения.
- •18.Ударный и вращательный способ бурения. Их особенности.
- •17.Современные способы бурения.
- •19.Роторный способ бурения.
- •20.Принцип действия турбобура. Характеристика турбобура т-12.
- •21.Типы турбобуров. Области их применения.
- •23. Электробур. Принцип действия. Область применения.
- •24.Бурильная колонна.
- •25. Бурильные трубы. Разновидности, способы соединения, материалы бурильных труб.
- •27. Вспомогательная оснастка бк и их характеристика.
- •28. Нагрузки, действующие на бк при роторном способе бурения и бурения взд.
- •29. Параметры режима бурения. Показатели работы долота.
- •30. Влияние параметров режимов бурения на механическую скорость.
- •1.Нагрузка на долото
- •2.Частота вращения долота
- •3. Производительность буровых насосов
- •31. Виды осложнений, возникающие при бурении скважин.
- •32. Поглощение промывочной жидкости.
- •33. Газонефтепроявления.
- •35. Аварии в процессе бурения. Причины и способы ликвидации.
- •36. Коэффициент аномальности, устойчивости, поглощения.
- •37. Функции циркуляционных агентов и требования к ним.
- •38. Классификация циркуляционных агентов и области их применения.
- •39. Способы приготовления буровых растворов.
- •41. Буровые глинистые растворы: состав и свойства.
- •42. Растворы на углеводородной основе: состав и область применения.
- •43. Газообразные агенты и аэрированные смеси.
- •44. Свойства буровых пж. Параметры бпж и способы их определения.
- •45. Регулирование свойств буровых растворов. Классификация хим.Реагентов, используемых для регулирования свойств.
- •46. Устройство для очистки буровых растворов.
- •47. Средство контроля за процессом бурения. Диаграмма гив.
- •48. Конструкция скважины. Назначение обсадных колонн.
- •49. Обсадная колонна и характеристика ее элементов.
- •50. Назначение потайной колонны и ее изображение в конструкции скважин.
- •51. Обсадные трубы. Характеристика, разновидности и способы их соединения.
- •53. Проектирование конструкции скважин. Принципы выбора конструкции скважин.
- •54. Принцип выбора конструкции скважин по промысловым данным.
- •55. Графическое изображение конструкций скважин.
- •56. Способы цементирования скважин. Область их применения.
- •57. Интервалы цементирования обсадных колонн.
- •58. Схема одноступенчатого цементирования.
- •59. Цементы. Свойства цементных растворов.
- •60. Цель и схема цементирования скважин.
- •61. Оборудования для цементирования скважин. Характеристика и назначение элементов.
- •64. Методы вторичного вскрытия продуктивного пласта и их характеристика.
- •63. Способы вызова притока продуктивной жидкости из пласта, освоение скважин.
- •65. Испытание пласта пластоиспытателем на бурильных трубах.
- •66. Диаграмма кии.
- •67. Бурение наклонно-направленных скважин: цели и способы.
- •68. Профили и компоновки ннс.
- •69. Способы бурения горизонтально-разветвленных скважин. Назначение горизонтальных скважин.
- •70. Кустовое бурение скважин.
- •71. Классификация буровых установок, их краткая характеристика.
- •73. Способы монтажа бо, транспортировка блоков на новую точку бурения.
- •74. Буровые платформы и буровые суда для бурения нефтяных и газовых скважин на море.
- •75. Особенности строительства скв. На морских акваториях.
- •76. Документация на строительство скважин.
- •77. Организация работы буровой бригады. Текущая документация на буровой.
- •78. Технико-экономические показатели в бурении.
27. Вспомогательная оснастка бк и их характеристика.
Переводники - предназначены для соединения элементов б.к. с резьбой различного профиля, подсоединения ЗД и т.д. Они подразделяются на: переводник переходный ПП, переводник муфтовый ПМ, переводник ниппельный ПН. В переводниках нарезают замковую коническую резьбу, изготавливают только из стали.
Протектор - предназначен для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а также обсадной колонны от протирания при перемещении в ней бурильных труб.
Центратор - опорно-центрирующий элемент в составе КНБК, служащий промежуточной опорой БК о стенки скважины. Обеспечивает уменьшение прогиба КНБК.
Стабилизатор - опорно-центрирующий элемент для сохранения соосности большого участка бурильной колонны в стволе скважины. Функции стабилизатора может выполнять компоновка УБТ с несколькими близко установленными центраторами.
Калибратор - породоразрушающий инструмент для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола скважины в случае износа долота. Калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота. По вооружению калибраторы подразделяются на шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные.
Амортизатор наддолотный - устанавливают в БК между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины.т Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса работы БК, повышению стойкости долота и позволяет поддерживать режим бурения.
28. Нагрузки, действующие на бк при роторном способе бурения и бурения взд.
Наиболее существенные факторы:
• величина и характер действующих нагрузок;
• концентрация напряжений в местах сопряжения элементов БК;
• коррозионное воздействие среды;
• абразивное воздействие стенок скважины и БШ;
• трение БК об обсадную колонну;
• колебательные процессы и резонансные явления в б.к.
В процессе бурения БК подвергается действию статических, динамических и переменных (в т.ч. циклических) нагрузок.
29. Параметры режима бурения. Показатели работы долота.
Совокупность факторов, влияющих на эффективность разрушения породы и эффективность износа долота, которые можно изменять в период работы долота на забое, называется режимом бурения, а сами факторы – параметрами режима бурения. К ним относятся:
Осевая нагрузка на долото - создается за счет нижней части бурильной колонны
Частота вращения долота
Количество подаваемой насосом промывочной жидкости
При бурении гидравлическими ЗД все эти параметры взаимосвязаны
Сочетание этих параметров, при котором обеспечивается получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.
Об эффективности работы долота (наиболее полный отбор и сохранность керна) судят по следующим показателям (показатели работы буровых долот):
- проходка h, м - количество метров, пробуренных в горной породе от начала ее разрушения до рассматриваемого момента работы долота;
- проходка за рейс (Рейс - один цикл использования долота, включающий затраты времени на: спуск бурильного инструмента в скважину, механическое бурение, подъем бурильного инструмента, подготовительно-заключительные работы (ПЗР) к СПО.) hр, м - количество пробуренных метров от первого спуска до первого подъема или от повторного спуска до повторного подъема;
- проходка на долото hд , - общее число метров, пробуренных данным долотом;
механическая скорость проходки Vм - количество метров, пробуренных за единицу времени
рейсовая скорость проходки Vp - скорость углубления скважины с учетом затрат времени на механическое бурение и спуско-подъемные операции и вспомогательные работы:
- эксплуатационные затраты на 1 м. проходки
Технологический режим бурения – совокупность регулируемых факторов (параметров), определяющих условия и эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины.
Параметры режима бурения:
•первичные (параметры управления): нагрузка на долото; частота вращения породоразрушающего инструмента; подача циркуляционного агента
• вторичные (параметры контроля): крутящий момент,тип и свойства циркуляционного агента, давление нагнетания, частота и амплитуда динамической составляющей осевой нагрузки и крутящего момента ; дифференциальное давление на забое скважины ; изменение концентрации твердой фазы в ПЖ при циркуляции по стволу скважины и т.д.