Спуск долота в свердловину.

Порядок роботи

Відкручують неприхоплену частину колони. Місце відкручування підбирають так, щоб пристрій розміщався усередині обсадної колони, що забезпечить надійність пакерування. Зібраний пристрій опускають на бурильних трубах, які частково заповнюють буровим розчином і з’єднують з прихопленою бурильною колоною. Частково колону труб розвантажують на 90–150 кН. Під дією осьового зусилля пакери 2 і 4 збільшуються в діаметрі і перекривають затрубний простір. Ствол 3 разом з поршнем 7 переміщається вниз. Отвори 8 і 10 з’єднується між собою, рідина із зони прихоплення перетікає всередину труб, тиск в затрубному просторі різко зменшується, утримуюча сила зменшується. Після ліквідації прихоплення, знімають осьове навантаження, промивають свердловину, провертають і піднімають колону. Для надійного розпакерування необхідно забезпечити стиск пакера. У зв'язку з цим виникає необхідність визначати мінімальну глибину спуска пристрою, при якій забезпечується заданий тиск у зоні прихоплення, а також мінімальну глибину при якій досягається необхідна вага бурильної колони.

Рівень бурового розчину в бурильній колоні, що відлічуються від гирла, який забезпечує заданий тиск у свердловині в зоні прихоплення, визначають за формулою

, (2.29)

де L_П – глибина зони прихоплення;Р_пл – пластовий тиск;r_Р – густина бурового розчину;а₁ – коефіцієнт депресії(а ≤ 1).

Мінімальну глибину спускання пристрою, за якої забезпечується пакерування, визначають за формулою:

, (2.30)

де а₂ – коефіцієнт резерву (1<a₂≤1,3);G_П – навантаження для пакерування;l₀ – довжина ОБТ; b – коефіцієнт, що враховує виштовхувальну силу, ;q₀ – вага 1 м ОБТ; q_Т– вага 1 м бурильних труб (середньозважена);S₁ – площа перерізу внутрішньої порожнини бурильних труб;r_м – густина матеріалу труб;

Розрахунок виконують для перевірки співвідношення . У противному випадку застосувати цей спосіб неможливо.

38.Проаналізуйте порядок вибору способу ліквідації прихоплень бурильної колони.

Вибираємо в послідовності:

1.Віддаємо перевагу тому способу, при яуому відпадає необхідність роз’єднання б.к.;

2.Час ліквідаціі прихоплень повинен бути завжди менший за час перебурки нового ствола.

– час ліквідації прихоплень

– час установки цементного моста

– час перебурки

3.Економічні витрати на ліквідацію прихоплень менші ніж установка цементного моста, перебуока, вартість б.к.

– загальні витрати прихоплення

– витрати установки цементного моста

– вартість б.к.,яка залишилась в св-ні.

– вартість перебурювання нового ствола св ни

39.Проаналізуйте призначення, конструкцію і принцип роботи безпечного перехідника.

40.Обгрунтуйте основні причини аварій з ведучою штангою.

Основні типи аварій з ведучою трубою:

Знос різьби (причини: агресивне середовище, відсутність змаски) ;

Зрив різьби ( найчастіше по 5-тій нитці, бо вона неповна ).

Ведучі труби збірної конструкції ламаються переважно по трубній різьбі і, за рідкісним винятком, у зоні, що прилягає до неї. Причиною таких аварій є недосконала конструкція з'єднання ведучої труби з перехідником, унаслідок чого згинальний момент діє тільки на небезпечний переріз (трубну різьбу); тому тут відбувається швидкий розвиток утомлюваності металу і труба руйнується.

3)Порив по тілу труби – рідкісний тип аварій, викликаний неякісним виготовленням ведучої штанги.

Ведучі труби бувають цільної і збірної конструкції.

Ведучі труби цільної конструкції ламаються в одиничних випадках – основною причиною є несвоєчасна дефектоскопія.

Ведучі труби збірної конструкції – в зоні конічної різьби, рідко в ділянці що до неї прилягає.

41.Обгрунтуйте основні причини аварій з бурильними трубами.

Труби з приварним замками:

Аварії по зварному шву

Причини:

- не співвісність.

- низка ударна в’язкість приварного шва.

- не якісне виконання зварного шва.

Злом труби по тілу

Причини:робота в агресивному середовищі.Не якісне виготовленняНе уважно робота член бур. бригади по регулярному огляди бур. труби.

Поломка по висаджені частині бур. к.

Причини: концентратор знакозмінних напружень які виникає бур. колони.робота в агресивному середовищі.

Бурильні труби з накрученими замками:

Поломка по висаджені частині бур. к.

Причини: концентратор знакозмінних напружень які виникає бур. колони.Робота в агресивному середовищі.

Злом труби по тілу

Причини:робота в агресивному середовищі.Не якісне виготовленняНе уважно робота член бур. бригади по регулярному огляди бур. труби.

42.Обгрунтуйте основні причини аварій з бурильними замками та перевідниками.

1) вирив різьби

- знос

- відсутність змазки

- неякісне виготовлення

2) злом ніпеля

- перекіс

- робота на знакозмінних навантаженнях

3) Заїдання різьби – удари різьби, неправильне згвинчування

4)руйнування по тілу замка – неякісне виготовлення

43.Обгрунтуйте основні причини аварій з ОБТ.

Основні типи аварій з ОБТ:

Знос різьби (причини: агресивне середовище, відсутність змазки) ;

Зрив різьби (причини : перевищення крутного моменту, знакоперемінні навантаження, перекіс ОБТ через не співвісність стола ротора і лебідки )

Частою причиною поломок є система тріщин викликаних нерівномірним охолодженням труб під час їх закалки.

Порив по тілу ОБТ– рідкісний тип аварій, викликаний неякісним виготовленням ОБТ і ускладненими умовами.

До несприятливих умов належать, що ведуть до аварій з ОБТ належать:

- часте перешаровування порід, різних за міцністю;

- круті кути падіння пластів;

- робота колон труб у середовищах з агресивними хімічними домішками (солей, кислот, лугів), які сприяють виникненню корозії;

44.Обгрунтуйте основні причини падіння колони труб в свердловину.

- неуважність бурової бригади при СПО і неякісний буровий інструмент;

- підйом БК на одному штропу;

- підйом БК здійснюють з допомогою елеваторів, вантажопідйомність яких значно менша ніж вага БК;

- ненадійно працює защьолка на елеваторі;

- неякісна робота тормозної системи

45.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з ведучою штангою.

Ефективна робота трубної бази.Проводять дефектоскопію.Заміряють температуру розчину.Періодично проводять заміну вед.штанги

46.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з бурильними трубами.

1. бурильні труби і всі з’єднувальні елементи до них повинні бути сертифіковані. Забороняється використання не сертифіковані бурильні труди.

2. бур.труби і її елементи які поступили у ВБР, відправляють в трубну базу. В комплекти повіни входити абсолютно одинакові труби. Після цього накручують замки при температури 450 С. Окрім цього на трубні базі опресовують бур. труби при :

Р_оп=25 МПа для труб коли Н_св≤4000 м.

Р_оп=30 МПа для труб коли Н_св>4000 м.

Додатково кожний комплект бур.труби проводять дефектоскопією.

3. комплекти бурильних труб доставляються на бурові з накрученнями на них кільцями і складаються на мостах і між рядами вставляється дрова. На кожний комплект складається два паспорта, один залишається на базі а другий у начальника бурові.

Начальник повішень постійно у паспорті відмічати час роботи, умова роботи і знос труб і по необхідності переводити їх на другий клас (1 клас ’нові’, 2 клас ’частково спрацьовані’, 3 клас ’дуже спрацьовані’).

Перед спуску комплект бурильних труб в свердловині ще раз його візуально перевіряють. Окрім цього нові труби перед спуском шаблонують.

4. Контролювати температуру розчину.

5. через кожне довбання необхідно міняти робочі замкові з’єднання на не робочі.

47.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з бурильними замками та перевідниками.

Замки потрібно змащувати. Закріплювати замки ключами. По величині зносу замків. Перевіряти знос різьби по 2 критеріях:по числу обертів згвинчування;по відстані виступу ніпеля і муфти.

48.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з ОБТ.

Змащувати різьбові зєднання.Довжина ОБТ повинна бути >ніж навантаження на долото на 25%Замкові різьби необхідно міняти місцями.Після вибухових робіт проводити дефектоскопію.

49.Проаналізуйте основні заходи попередження падіння колони труб в свердловину

1)перед початком СПо перевірити справність елеваторів,тормозної системи,і талевої.

2)налагодити освітлення в буровій

3)уважно спускати БК,не допускати посадок (якщо є то проробити уступи)

4)члени вахти повинні слідкувати і виконувати свої обов’язки при СПО

50.Охарактеризуйте призначення, конструкцію, порядок роботи, переваги та недоліки вловлювача з промивкою.

Ловители с промывкой предназначены для захвата оставшейся в скважине бурильной колонны за наружную часть трубы или замка.

Ловитель состоит из переводника, корпуса, спи­ральной пружины, нажимной втулки, уплотнительной резино­вой манжеты, двух ловильных плашек и воронки.

Корпус имеет в нижней внутренней части коническую поверх­ность для движения по ней плашек и трубную резьбу на концах корпуса для подсоединения воронки и переводника . Внутри корпуса в специальные пазы запрессованы две шпонки, между ко­торыми помещаются плашки, имеющие с внутренней стороны левую специального профиля ловильную резьбу. Резьбой захва­тывается извлекаемая часть колонны за трубу или замок.

Выступы и пазы на плашках позволяют им равномерно пере­мещаться вдоль шпонок. Над плашками устанавливают кольцо и резиновую манжету, которая имеет внутренний диаметр меньше диаметра захватываемого элемента бурильной колонны, что позволяет его герметизировать внутри корпуса и надежно осуществлять цирку­ляцию бурового раствора через извлекаемые трубы. Поверх манжеты устанавливается нажимная втулка с надетой на нее спиральной пружиной. Все внутренние узлы (от плашки до спиральной пружины) поджимаются переводни­ками ловителя.

К нижней части ловителя подсоединяется воронка, обеспечивающая завод в него конца трубы.

Перед спуском ловителя в скважину, кроме общего состояния узлов и резьб, проверяют: со­ответствие размеров установленных плашек и манжет размерам элементов бурильной колонны на участке захвата; плавность перемещения пла­шек по пазам корпуса (вверх — от усилия рук со стороны захвата, вниз — под действием пружины); состояние поверхности резиновых ман­жет—она должна быть гладкой без рисок, трещин и других дефектов.

Ловителем работают следующим образом.

Его присоединяют к колонне бурильных труб или к обсадной трубе (в случае необходимости захвата ниже торца извлекаемой трубы более чем на 1 м). Ловитель спускают на расчетную глу­бину, восстанавливают циркуляцию бурового раствора, легкими поворотами бурильной колонны на 180—270° заводят в ловитель конец трубы, оставленной в скважине. Далее ловитель опускают без вращения. В процессе спуска конец трубы, упираясь в плашки, перемещает их по конической поверхности и, раздвигая их, проходит через резиновую манжету. При последующей натяжке колонны плашки опускаются по конусу и зажимают зашедшую в ловитель трубу под действием пружины, а манжета герметизирует пространство между трубой и корпусом ловителя. Если при натяжении бурильная колонна сразу не освобождается, то усиливают циркуляцию бурового раствора и снова пытаются поднять колонну, возможно, с расхажнванием. Если и в этом случае освободить колонну не удается, то применяют другие методы ликвидации аварии, а ловитель освобождают.

Ловитель является инструментом освобождающегося типа. Для его освобождения бурильную колонну натягивают и затем резко опускают на 20—30 см. При этом плашки, закрепившиеся на трубе, остаются на месте, а корпус со шпонками опускается. При дальнейшем вращении колонны вправо с медленным подъемом плашки сбиваются, и ловитель освобождается.

51.Охарактеризуйте призначення, типи, конструктивні особливості, порядок роботи, переваги та недоліки мітчиків

Мітчики універсальні та спеціальні (замкові) (рис. 8.111, табл. 8.86, 8.87) застосовують для захоплення за внутрішню поверхню вкручуванням у тіло та замкову різьбу елементів бурильної колони. Мітчики спеціальні використовують для захоплення труби вкручуванням в замкову різьбу. На рис. 8.112 і 8.113 показано з'єднання універсальних і спеціальних мітчи­ків з центрувальними пристроями. Всі мітчики виготовляють залежно від призначення з правою та лівою різьбами. Перші використовують для піднімання всієї залишеної колони, а другі — для відкручування та піднімання колони частинами. Мітчики рекомендують ви­користовувати в тих випадках, коли не вдається підняти колону уловлювачем і тоді, коли виникає потреба створювати великі крутні моменти та розходжувати колону.

Порядок проведення ловильних робіт з мітчиком такий. Після спуску мітчика на гли­бину 3—5 м внизу від верха залишеної колони встановлюють циркуляцію бурового розчину, уточнюють вагу колони за ГІВ, тиск і температуру рідини. Шукають залишену колону на розрахунковій глибині. Не дозволяється опускати універсальний мітчик на 80 см, а спеціальний — на 20 см нижче розрахункової глибини з'єднання. Коли мітчик попадає всередину колони, тиск промивальної рідини збільшується, тимчасово припиняється її циркуляція і зменшується вага колони. Наступним повільним обертанням ротора (на 2—3 оберти) з навантаженням 10—20 кН мітчик закріплюють у колоні.

Збільшення тиску спочатку і подальше його зменшення до величини, яка є більшою від первісної, свідчать, що циркуляція рідини відбувається через долото. Мітчик закріп­люють з навантаженням 20—30 кН за неповних (0,3—0,5 оберту) обертів ротора до віддачі (на 4—5 обертів). Зменшення навантаження на гак свідчить про те, що мітчик з'єднався з бурильною колоною. Підвищення температури розчину фіксує циркуляцію через вибій. Після цього починають звільнення колони.

Мітчик гладкий застосовують для піднімання предметів із внутрішнім круглим перерізом і товщиною стінки 15 мм та більше. Такі мітчики мають форму звичайних мітчиків, але без уловлювальної різьби. Конусність гладких мітчиків становить від 0° 30' до 5°. Чим твердіший предмет у місці захоплення, тим меншою має бути конусність. Гладкі мітчики викорис­товують для відкручування аварійної труби і разом з нею ще кількох труб, щоб потім надійно з'єднати їх із муфтовою частиною бурильного замка. Мітчик навантажують до 200 кН,

пам'ятаючи, що для звільнення гладкого мітчика треба прикласти силу на 50—100 кН більшу від по­передньої.

52.Охарактеризуйте призначення, типи, конструктивні особливості, порядок роботи, переваги та недоліки коло-колів.

Колокол ловильний різьбовий типу К (рис. 8,114) призначений для піднімання зали­шеної в свердловині колони бурильних або насосно-компресорних труб із захопленням їх шляхом на­кручування по зовнішній поверхні труби. Колокола рекомендують застосовувати в тих випадках, коли для ліквідації аварії потрібні обертання та розхо­джування колон.

У верхній частині колокола нарізують різьбу замкової муфти за ГОСТ 5286—75, у нижній частині — внутрішню ловильну, а зовні труби — різьбу для з'єднання з напрямною воронкою. Ловильну різьбу обробляють цементацією на глибину 0,8—1,2 мм з подаль­шим гартуванням та відпуском до твердості НЯС=56...62. Колоколи виготовляють зі сталі марки 20Х із правими та лівими різьбами і канавками.

Колоколи ловильні наскрізні КСБ (рис. 8.115,) призначені для виймання колони бурильних труб шляхом захоплення їх за за­мок, муфту або ОБТ шляхом нарізання на них різьби. Ці колоколи виготовляють із різьбою під воронку в зоні ловильної різьби та без неї, а також із правими і лівими приєднувальними різьбами. Колокол ловильний наскрізний приєднують до бурильної колони через приймальну трубу, якою може бути обсадна труба або її частина.

Колоколи гладкі (рис. 8.116,) застосовують для захоп­лення і піднімання різноманітних труб, а також їх з'єднань та інших предметів, що мають круглий переріз. Гладкий колокол має внутрішню конічну поверхню з конусністю від 0°30' до 5°, але без ловильної різьби. Величину конусності вибирають залежно від твердості поверхні предмета, який треба підняти: чим більша твердість, тим меншим має бути кут конусності.

Ловильні роботи проводять так. Гладкий колокол опускають у свердловину і зупиняють на відстані 3—5 м від верху зали­шених труб. Відновлюють циркуляцію, вирівнюють параметри розчину. Допускають гладкий колокол і заводять у нього залишені труби. При цьому підвищується тиск на насосах. Після цього розвантажують труби на 10 кН і провертають бурильну колону на 15—20 обертів. Потім плавно навантажують гладкий колокол із силою 300—500 кН, але не перевищуючи навантажень, які можуть призвести до розриву тіла колокола. Для звільнення глад­кого колокола натягують бурильну колону із силою, яка переви­щує його навантаження на 50—60 кН, і роблять спробу провер­нути колону.

53.Охарактеризуйте призначення, типи, конструктивні особливості, порядок роботи, переваги та недоліки труболовок та труборізок.

Трубоуловлювач внутрішній самозвільнювальний ТВО (рис.1) призначений для піднімання із свердловини обсадних труб або частин обсадних колон, бурильних труб із рівнопрохід-ним внутрішнім каналом. Його можна також використовувати як пакерний якір для періодичного опресовування превенторів і гирлової частини свердловини та виправлення невдалих цемен-тувань.

Трубоуловлювач складається з приєднувального перехідника 1 із замковою різьбою зверху, корпусу 4, ловильної втулки 5, яка прямокутною різьбою з'єднана з гайкою 2, рухомого конуса 7, гу­мового ущільнювального елемента 8 і напрямного кінцевика 9. Гайка з'єднана з корпусом шпонкою 3, яка призначена для передачі крутного моменту від корпусу до ловильної втулки через конус після натягу і провертання бурильної колони, на якій трубоуловлю­вач опускається у свердловину. Ловильну втулку виконано у вигляді кільця з поздовжніми пазами, що дає їй змогу зменшуватися в діаметрі при заході всередину труби. В нижній частині вона має конус із кутом 7°.

Зовнішній діаметр ловильної втулки на 1—5 мм є більшим від внутрішнього діаметра труби, яку треба підняти.

Для захоплення труб трубоуловлювач допускають до їх верх­ньої частини. Свердловину промивають, заводять трубоуловлювач всередину труби. З подальшим опусканням трубоуловлювача перехідник 1, опираючись своїм нижнім кінцем у гайку 2, з'єднану з ловильною втулкою 5, проштовхує останню в трубу.

Аварійну колону захоплюють на будь-якій зручній відстані від торця залишеної у свердловині колони. Натягом бурильної коло­ни з трубоуловлювачем рухомий конус 7, натискаючи на гумовий елемент 8, стискує його, герметизуючи кільцевий простір, а потім розклинює ловильну втулку 5.

Після цього труби піднімають.

Під час розходжування розвантажувати обсадну колону нижче

від її власної ваги не рекомендується. Розкручувати обсадні колони за допомогою лівого трубоуловлювача треба у разі захоплення труби на 1-3 м вище різьбового зєднання і натягу не менш 50-60кН.

Опресування пригирлової частини обсадної колони здійс­нюють так. Трубоуловлювач опускають на бурильних трубах на 20—30 м від гирла, після чого глинистий розчин замінюють водою. Натягують бурильну колону із зусиллям, що перевищує її вагу на 50—60 кН. При цьому простір між обсадними і буриль­ними трубами герметизується гумовим елементом. Закриттям превентора і кінцевих засувок обв'язування ПВО герметизують пригирлову частину обсадної колони. ЦА створює потрібний тиск опресування між бурильними і обсадними трубами. Після закінчення опресування тиск скидають, відкривається превентор і трубоуловлювач звільнюється.

Трубоуловлювач в усіх випадках звільнюють таким чином: бурильну колону розвантажують на 50—100 кН нижче від влас­ної ваги і обертають на 20—30 обертів вправо.

54.Охарактеризуйте призначення, типи, конструктивні особливості та порядок роботи з печатками.

Свинцева печатка призначена для отримання на торцевій чи на боковій поверхні відбитків предметів, які знаходяться в свердловині.

Для визначення характеру злому бурильних труб і положення їх по відношенню до центра свердловини викор. плоскі печаткі, за допомогою яких визначають положення долота і металевих предметів, які знаходяться на вибої.

Для визначення поверхні зминання чи розмиву обсадних труб використовують конічну печатку – металевий стержень з внутрішнім отвором для промивної рідини і кільцевими виточками для кріплення свинцю на корпусі.

Діаметр печатки повинен бути на 25мм менший від діаметра свердловини. Якщо печатку спускають для визначення розмиву обс. колони , то її діаметр повинен бути на 2-3 мм менше від діаметра долота. Для отримання відбитку навантаження на печатку понно бути не більше 15-50 кН.Якщо відомо, що місце зламу має дуже гострі кромки, то навантаження на печатку не повинно перевищувати 15 кН.

55.Охарактеризуйте призначення, типи, конструктивні особливості центруючих пристроїв та вивідного гачка.

Відвідні гачки використовують для центрування бурильної колони у свердловині. Вони бувають ковані прямокутного або круглого перерізу (рис.9.6).

Верхня їх частина оснащена ніпельною різьбою замка, а нижня відгинається вбік. Довжина розведення гачка на 25 мм менша, ніж діаметр свердловини. По осі гачка просверлюється промивальний отвір.

Відвідні гачки також виготовляють із муфтових заготовок обсадних труб чи ОБТ (рис.9.7).

Відомі розроблені конструкції гідравлічних відвідних гачків, але через свою складність вони широко не застосовуються.

56.Проаналізуйте основні причини аварій з тришарошковими долотами.

Аварії з трьох шарошковими долотами:

Заклинювання шарошок на вибої.

Злом лапи долота.

Залишення всіх шарошок на вибої.

Заклинка долота.

Попадання долота на вибій свердловини.

Причини:

Велике навантаження на долото,більше ніж ГТН.

Неякісне виготовлення долота,або неякісна зборка долота.

Робота по металу який скопився на вибої свердловини.

Удар долота об устя свердловини.

Заклинка долота.

57.Проаналізуйте основні причини аварій з лопатевими та твердосплавними долотами.

Аварії з лопатевими долотами

Злом лопатей.

Відкручування долота.

Причини:

Неякісне виготовлення ,або неякісна зборка.

Відкручування буває при заклинці.

Аварії з твердосплавними долотами

Злом і вихід з ладу твердосплавних вставок.

Відкручування долота.

Причини:

Неякісне закріплення вставок.

Заклинка долота.

58.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з три шарошковими долотами.

Підготовка або провірка.Спуск. Проробка. Приробка.Буріння.Підйом

1) Провірка долота перед спуском.

-тип долота

-діаметр долота.

Для доліт від 94 до 349 допускається знос 0,6-0,8мм.

-у доліт з негерметичною опорою провіряють прокручування шарошок на цапфі.

-у доліт з герметичною опорою провіряють отвори на компенсаційній кришці.

-надійність кріплення ущільнюючих прокладок.

Спуск долота в свердловину.

-бурильник повинен чітко знати місця де спостерігались попередні посадки інструменту та вхід у хвостовик.

Проробка.

-недопускати посадки більше ніж на 30-40 кН.

При виявленні посадки проробити ствол +10м зверху і +10м знизу.

-швидкість проробки не більше 2м за хв.

Для герметичних доліт проробка забороняється.

Приробка долота.

Для доліт з відкритою опорою.

-створюєм промивку,число обертів 40-60 і невелике навантаження 30-40кН.При доходженні до вибою створити навантаження до 40 кН, і час приробки долота коливається в межах 20-30хв.при турбінному 5хв.

Для герметизуючи.

Включають промивку.спускають долото на вибій,при доходженні долота до вибою створюєм навантаження на долото 30-120кН,включаєм ротор з частотою 40-60,час приробки 30-40хв

5Буріння.

-квадратрозділяють по метру,і засікають час буріння

Після приробки долота створюють навантаження

-через 10 довбань очищати вибій від металу

-при бурінні необхідно відривати долото від вибою

6) Підйом.

-Перед підйомом промити св-ну.

-слідкувати при зменшенні швидкості підйому в місцях звуження стовбура свердловини.

-після підйому бурильщик заміряє описує знос зубців,опори долота.

59.Проаналізуйте основні заходи попередження аварій з лопатевими та твердосплавними долотами.

60.Охарактеризуйте призначення, конструкцію і принцип роботи вибійного фрезера.

Фрез являється в основному ріжучим інструментом,тому потрібно забезпечити необхідну швидкість різання.Фрез діаметром 100мм повинен обертатись з частотою 175 об/хв.,а діаметром 300мм з частотою 60 об/хв.Робота фреза при великих частотах обертання забезпечує ефект різання і попереджує дробіння.Включати насоси і починати промивку потрібно до того як фрез почне працювати.Шлам який утворюється повинен видалятись своєчасно тому що почнуть утворюватись сальники. В жолобній системі після вібросита часто ставлять магніти для уловлювання рібної металічної стружки.

61.Охарактеризуйте призначення, конструкцію, принцип роботи торцевого і кільцевого фрезера.

Фрезер торцевий ФТ (рис. 14.2) призначенийдля різання металевих предметів, що є у свердловині: перевідників, доліт, труб тощо. Він складається з перевідника 1, роз’ємного корпусу 2 і 5, пружини 3, штоку 4, ріжучої головки 6, циркуляційного каналу 7, різців 8, штирів 9 з твердого сплаву.

Основною особливістю ФТ є наявність підпружиненої головки, що покращує роботу фрезера і забезпечує постійний контакт з предметом, який фрезерують. При фрезеруванні предмету ріжуча головка під дією пружини постійно перебуає у контакті з ним, що сприяє рівномірному навантаженню і прискорює виконання робіт.

Технологія застосування.При роботі з торцевим фрезером слід дотримуватись таких режимних параметрів:

навантаження на 1см діаметра ріжучої головки 0,5-0,6 кН;

навантаження на упорні торці 15-25 кН;

частота обертання 40-60 об/хв.; подача насосів 8-12 л/с.

Фрезер кільцевий типу ФК призначений для офрезовування прихоплених бурильних, насосно-компресорних труб і насосних штанг (рис. 14.3). Він представляє собою збірну конструкцію, яка складається з головки 1 з приєднувальною різьбою під відповідні труби, корпусу 2 з гвинтовими пазами всередині і ріжучо-стираючою ділянкою 3 на торці, яка армована дробленим металокерамічним твердим сплавом марки ВК-8 з розмірами частинок 1-4 мм.

Фрезери виготовляють з лівою і правою приєднувальними різьбами. Напрямок гвинтових пазів корпусу – зворотній до напряму приєднувальної різьби головки. Різьбова головка і корпус виготовляються зі сталі марки 40. При виготовленні слід проконтролювати, щоб частинки дробленого твердого сплаву не виступали з-під припаювання. Зварювання головки з корпусом виконують електродами УОНИ 13/4342А чи дротом С_в-08 за ГОСТ 2246-70.

Технологія застосування.Кільцевим фрезом працюють при таких режимних параметрах:

осьове навантаження – 10-50кН;

частота обертання – 50-90 об/хв.;

подача насоса – 10-12 л/с;

кількість відривів фрезера при роботі впродовж 1 год – 2-3.

62.Охарактеризуйте призначення, конструкцію, принцип роботи трубного наука і шламовловлювача.

Трубний павук- це звичайний саморобний інструмент, призначений для діставання із свердловини довгі предмети циліндричної форми.

Павуки роблять із труб, прокатаних із мало вуглецевої сталі. Кромка зубів павука має криволінійний профіль, крім того, ця кромка виконується у вигляді клина чи леза. Довжина зубів складає приблизно 3/4 діаметра труби, з якої виготовлений корпус павука. У верхній частині корпуса на різьбі чи зварці встановлюється перевідник для з’єднання з ловильною колоною.

При підході до «голови» предметів, що знаходяться в свердловині, потрібно відновити циркуляцію і з прокручуванням ротором опускати інструмент, не створюючи на нього великих навантажень. Коли зубці доторкнулись «голови» предмета, це стає помітним завдяки ривкам ловильної колони. Після того, як інструмент досягає розрахованої глибини і предмети вилучення ввійдуть в корпус інструмента, риски припиняються. Тепер. Продовжуючи обертати інструмент ротором, створюють осьове навантаження на нього, щоб загнути зубці всередину труби для утримання захоплених предметів.

63.Проаналізуйте основні причини падіння окремих труб і секцій обсадних колоні в свердловину.

Падіння труб або секцій обсадних колон. Причини:

неякісне виконання з’єднань ОТ;

неякісний інструмент, що застосовується при спуску ОТ;

неякісне закручування різьби;

крутний момент при скручуванні більший допустимого;

наявність уступів у свердловині і неуважність бурильника.

64.Проаналізуйте основні причини зминання обсадних колон.

Змяття ОТ. Причини:

наявність текучих порі;

наявність звуженої частини в стволі свердловини.

65.Проаналізуйте основні причини прихоплення обсадних колон.

Прихоплення обсадних труб (ОТ). Причини:

при обвалюванні та осипанні стінок;

при наявності пластів з низьким пластовим тиском;

при різких перегинах стовбура свердловини;

неякісний буровий розчин.

66.Проаналізуйте основні причини негерметичності затрубного простору при тампонуванні обсадних колон.

Негерметичність за трубного простору.

- Дуже малі сили зчеплення між обсадною колоною і цементним каменем, між ЦК і стінкою свердловини;

- низька якість ЦК, особливо при наявності великих каверн.

67.Проаналізуйте основні причини оголення башмака і утворення цементних стаканів більше допустимих значень при тампонуванні обсадних колон.

Висота цементних стаканів в обс колоні значно більша, ніж допустима.

-цементування обсадних колон без притискувальних пробок, або з пробками, які сильно зносилися по зовнішньому діаметру;

-негерметичний зворотній клапан;

-зупинка технологічних процесів в свердловині.

Оголення башмака проміжної колони

68.Обгрунтуйте основні заходи недопущення падіння окремих труб і секцій обсадних колон в свердловину.

69.Обгрунтуйте основні заходи недопущення зминання обсадних колон.

70.Обгрунтуйте основні заходи з попередження прихоплення обсадних колон.

71.Обгрунтуйте основні заходи недопущення оголення башмака і утворення цементного стакана більше допустимих значень при тампонуванні обсадних колон.

72.Обгрунтуйте основні заходи по підвищенню герметичності затрубного простору при тампонуванні обсадних колон .

73.Охарактеризуйте типи, причини, заходи з попередження і шляхи ліквідації аварій при проведенні промислово-геофізичних роботах.

Причини:

1)обвали і осипи стінок св..

2)неякісна підготовка ствола

3)неякісне кріплення приладів до кабеля

4)застосування зношеного кабелю

Попередження

1)якісна підготовка св.

2)промитм св.,і виміряти параметри

3)перевірити бурове обладнання

4)ГДС проводять після підготовки ствола

5)Має бути керівник ГДС

Ліквідація

1)спустити печатку

2)опустити кований гачок

74.Охарактеризуйте причини, заходи з попередження і шляхи ліквідації аварій при падінні і руйнуванні бурової вишки.

Причини:

1)Завеликі навантаження,2)Час експлуатації вишки значно перевищує допустимий,3)Просідання фундаменту,4)Ослаблення бокових зєднань секцій вишки,5)Зміщення крон блоку по відношенню до основи,6)Застосування несправного ГІВ

Шляхи попередження:

Буровий майстер разом із механіком один раз в два місяця оглядає технічний стан вишки. Окрім цього вишка оглядається вишкомонтажниками перед спуском обсадної колони і після ліквідації аварій.

Не допускати навантажень більших за допустимі. При огляді вишки звертати увагу на фундамент.

75.Охарактеризуйте причини, заходи з попередження і способи ліквідації аварій при падінні елементів талевої системи.

. Один раз в 2 місяці перевіряють технічний стан вишки.

2. Недопускати зверх допустиме навантаження на вишку.

3. Один раз в добу перевіряти стан талевого канату, допускається порив ниток не більше 10 відсотків на довжину однієї звивки.

4. Регулярно перевіряти протизатягувач і гідромат.

5. Регулярно перевіряти освітленість в нічний час, а також підчас туману.

76.Охарактеризуйте основні причини, заходи з попередження і способи ліквідацій аварій при падінні сторонніх предметів в свердловину.

1 Для запобігання попадання сторонніх предметів у свердловину необхідно після підйому бурильної колони отвір ротора перекрити спеціальними пристроями.

2 Для запобігання попадання сторонніх предметів під час спуско-підіймальних операцій затрубний простір треба перекрити напівавтоматичним пристроєм

3 Не допускати ремонтних робіт над ротором або біля нього при відкритому усті свердловини.

4 При попаданні у свердловину механічних предметів або аварії з долотами подальше поглиблення припиняють до повного очищення вибою від цих предметів.

5 Для очищення вибою свердловини від накопичених уламків металу необхідно спускати магнітний уловлювач або вибійний фрезер зі шламоуловлювачем не рідше, ніж через 300 м проходки у породах середньої твердості, через 100 м – у твердих породах, а також після розбурювання цементних стаканів.

77.Обгрунтуйте вибір місця, висоти і рецептури цементу для установки цементного моста при забурюванні нового ствола свердловини.

Забурка нового ствола може відбуватися як в закріпленому так і в незакріпленому інтервалі свердловини. В першому випадку вона здійснюється через прорізане вікно в обсадній колоні, а в другому – після установки штучного вибою , а при необхідності і відхилювача. Забурку нового ствола здійснюють як роторним способом з застосуванням відхилювача , так і з допомогою вибійних двигунів, включених в спеціальні компоновки.

При установці цементного моста в необсадженій частині :

По даних геофізичних досліджень вибирають інтервал встановлення цементного стакана і його висота. Рекомендується встановлювати в інтервалі складеному однорідними по твердості породами, найкраще в м’яких породах де проходка на долото складає не менше 10 м. при установці цементного стакана в твердих породах – збільшують діаметр ствола зривами або розширювачами ( не менше 215 мм ) . Верхня частина цементного моста повинна знаходитися вище залишеного інструменту на 50 м ,

Вибирають рецептуру цементного моста. Цементні розчини повині забезпечити якісну ізоляцію пластів, хороше щеплення з породою, створити цементний камінь з високими механічними властивостями, не допустити поглинання цементного розчину під час продавки. При температурах до 100 С використовують порт ланд цемент, при вищих – спеціальні термостійкі (шлакові, шлако-піщані, кремнеземні) тампонажні суміші. Для підвищення міцності цементного каменю – до цементного розчину додають 0,5-3 % смоли МФ-АР. В складних умовах до розчину додають краситель – для контролю забурки нового ствола.

78.Обгрунтуйте технологію встановлення цементного моста при забурюванні нового ствола свердловини.

Розробляють технологію і спосіб цементування;

Вибирають спосіб забурки нового ствола;

Перед установкою цементного моста провіряють стан остьового і проти викидного обладнання, обв’язку устя свердловини, стан бурильної колони, опресовують нагнітальну лінію на тиск в 1,5 раз більший очікуваного, готовність ствола до установки цементного моста. Визначають об’єм тампонажного розчину, к-ть матеріалів, об’єми притискувальної і буферної рідини згідно «Інструкції по кріпленню нафтових і газових скважин».

Для забурки нових стволів рекомендується застосовувати наступні типи доліт : зарізні долота із штучних алмазів типу ИСМ-А188, 9С; ИСМ –А188,9СМ; 1СМ.При виборі між 1-но і 2-во шарошковими долотами перевагу надають 1-но шарошковим . Ефективним способом забурки нового ствола в свердловинах великого діаметра є буріння долотом малого діаметра з наступним розширенням.

Нові стволи забурюються роторним способом з застосуванням ексцентричного долота чи ексцентрично перехідника або установкою відхиляючого клина.

Забурка нового ствола включає 3 етапи:

-виробка жолоба – буріння при обмеженій загрузці для набору відхилення від старого ствола

- буріння нахиленої ділянки ствола довжиною 10-15 м при обмеженій загрузці (поступово збільшують до 40 кн).

-буріння інтервалу 10-15 м з рівномірним збільшенням осьового навантаження до проектної величини.

При відході нового ствола від старого не менше ніж на 1,5 м – переходять на пряму компоновку.

79.Обгрунтуйте вибір способу забурювання нового ствола в необсадженому стволі з допомогою вибійних двигунів.

80.Обгрунтуйте вибір способу забурювання нового ствола в необсадженому стволі при роторному способі буріння.

81.Обгрунтуйте вибір способу забурювання нового ствола в обсадженому стволі свердловини.

82.Охарактеризуйте основні правила техніки безпеки та охорони навколишнього середовища при ліквідації аварій.

83.Охарактеризуйте основні причини газонафтоводопроявлень.

1. Геологічні – наявність пласта з неврахованим великим пластовим тиском і високою проникністю; утворення штучних газонасичених пластів через перетік газу знизу

2. При зниженні гідростатичного тиску: зменшення густини бурового розчину з різних причин, зниження рівня( поглинання, підйом інструменту), високе СНС бурового розчину, яке при відсутності циркуляції призводить до зависання розчину

3. Без зниження тиску на пласт: з вибуреною породою, через дифузію. В останньому випадку коли довго не було промивки ствола

4. Спуск бурильної колони чи обсадної колони з високою швидкістю, що призвело до гідророзриву пласта і поглинання з падінням рівня і депресією на проявляючий пласт

5. Руйнування зворотнього клапана при спуску обсадної колони, що призвело до падіння рівня і зниження гідростатичного тиску

84.Охарактеризуйте основні заходи з запобігання газонафтоводопроявлення.

1. Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти

2. Систематично контролювати параметри бурового розчину, який виходить зі свердловини

(густину і вміст газу через кожних 15 хв.). Підчас розкриття горизонтів з аномально високим пластовим тиском необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів і вносити корективу в їх зміни.

3. Реологічні параметри бурового розчину та добовий відстій звести до мінімально можливих значень, що дозволить краще відділяти газ із розчину.

4. Ретельно дегазовувати буровий розчин, який виходить із свердловини; за високої концентрації газу у розчині доцільно призупинити поглиблення свердловини і у процесі циркуляції розчину дообважнити його або замінити свіжим з підвищеною густиною.

5. На буровій мати запас бурового розчину необхідної якості для розкриття газоносного горизонту у кількості, яка дорівнює двом-трьом об’ємам свердловини.

6. Підчас підйому бурильної колони доливати у свердловину буровий розчин з таким розрахунком, щоб його рівень був на усті свердловини.

7. У нижній частині бурильної колони встановити зворотний клапан або під вертлюгом кульовий кран високого тиску.

8. Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання, своєчасне промивання дозволить виділити газ, що поступає внаслідок дифузії тощо.

9. У схему циркуляційної системи включити рівнемір, витратомір та інші прилади та пристрої.

10. Провести відповідні навчання з членами бурової бригади для запобігання ГНВП, розподілити їх обов’язки на випадок початку ГНВП.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.