|
Содержание
Теоретический вопрос №1 4
Роль русских и советских ученых в развитии нефтяной и газовой промышленности 4
Теоретический вопрос №2 7
Привышечные сооружения. Основания буровых установок для бурения скважин на суше 7
Теоретический вопрос №3 10
Центрирование вышек и его значение для проводки скважины. 10
Теоретический вопрос №4 12
Формы и вооружение шарошек. Классы долот по вооружению шарошек. 12
Теоретический вопрос №5 14
Технологический инструмент. Расширители, калибраторы, центраторы и стабилизаторы. Их конструкция и область применения. 14
Теоретический вопрос №6 15
Рациональная отработка бурильных труб. Отработка бурильных труб комплектами. Начисление условного износа. 15
Задача №1. 17
Расчёт бурильной колонны. 17
Задача №2 18
Расчёт бурильной колонны. 18
Список литературы 20
Теоретический вопрос №1
Роль русских и советских ученых в развитии нефтяной и газовой промышленности
Успехи советской геологии нефти покоятся на прочном фундаменте, заложенном исследованиями блестящей плеяды русских ученых. Первым, кто высказал предположение о происхождении нефти и положил начало органической теории ее происхождения, был М. В. Ломоносов (1757, 1763). Он впервые обратил внимание на способность нефти к миграции по «расселинам и полостям..., водами наполненными». Крупный вклад в геологию нефти был сделан Г. В. Абихом, который на основании геологических наблюдений в 1847 г. в Бакинском районе, а затем в 1860—1870-х годах в районах Кавказа первым в России сформулировал идею о связи скоплений нефти и газа со сводами антиклинальных складок. Несколько позже те же взгляды стали развиваться другими исследователями — А. М. Коншиным, И. В. Мушкетовым, Г. Д. Романовским. Эта идея до сих пор имеет огромное значение для практики поисково-разведочных работ.
Большое значение для развития нефтяной промышленности в России имели работы Д. И. Менделеева. Им был внесен ценный вклад в химию нефти и вообще в науку о нефти. Он один из первых сформулировал понятие о пористых пластах горных пород как коллекторах, обладающих способностью аккумулировать нефть и газ. Д. И. Менделеев указал и на физические законы, которые должны действовать при формировании залежей нефти и газа в недрах Земли, и привлек внимание к проблеме происхождения нефти. Им была разработана гипотеза образования нефти неорганическим путем, при взаимодействии воды с карбидами железа (1876, 1897). Успехи русских геологов и химиков во второй половине XIX в. заслужили широкое признание за границей. Видный австрийский ученый-нефтяник Г. Гефер (1888) писал: «Стройное здание химии и геологии нефти воздвигнуто при огромном участии именно русских ученых; имена Менделеева, Белынтейна, Курбатова, Марковникова, Оглоблина, Абиха, Коншина, Андрусова, Черникова, Гулишамбарова и многих других русских ученых стали бессмертными в истории развития познания нефти».
Ко второй половине прошлого столетия относится и зарождение отечественной нефтяной промышленности. После первых скважин, пробуренных ручным способом в 1848 г. Семеновым на Апшеронском полуострове и в 1855 г. Сидоровым на Ухте, в 1865 г. на Северном Кавказе в районе станицы Крымской была пробурена первая скважина машинным ударным способом. Д. И. Менделеев по этому поводу писал, что имя первого бурильщика Кубанского края А. Н. Новосельцева не забудется в России. Быстрому росту добычи нефти в России способствовало внедрение ударного способа бурения скважин. В 1875 г. было добыто 150 тыс. т нефти, в 1901 г. добыча нефти составила около 12 млн. т, а в 1910 г. Россия по нефтедобыче вышла на первое место в мире.
Царское правительство уделяло совершенно недостаточное внимание геологической науке и вместе с тем природным богатствам страны. Геологический комитет, созданный в 1882 г., имел очень скромные штаты и ассигнования. К планомерной геологической съемке нефтеносных областей Геологический комитет приступил лишь в 1901 г., причем работало лишь небольшое число геологов. Несмотря на это, отдельные исследователи в начале XX в. немало способствовали установлению некоторых общих закономерностей в образовании нефти и газа, а также в формировании и локализации их скоплений; начала разрабатываться методика поисков месторождений разного типа. Большой вклад в геологию нефти в тот период внесли Н. И. Андрусов, Д. В. Голубятников, К. П. Калицкий, Г. П. Михайловский и др.
В 900-х годах Г. П. Михайловский и Н. И. Андрусов первыми в России способствовали развитию представлений Г. Потонье о генезисе нефти за счет рассеянного в глинистых осадках органического вещества сапропелевой природы. Д. В. Голубятников может быть назван зачинателем поисковой геологии нефти и газа и воспитателем ряда квалифицированных геологов-нефтяников. Он, а затем И. М. Губкин ратовали за организацию нефтепромысловой геологической службы.
Весьма плодотворной была практическая деятельность К. П. Калицкого. При его участии был открыт целый ряд месторождений в Западной Туркмении, Фергане, а затем в Дагестане. Менее успешными были теоретические искания К. П. Калицкого в области генезиса нефти. В течение многих лет он развивал гипотезу образования нефти в песках за счет морской травы. Его идею и тогда поддерживали только одиночные геологи — В. В. Вебер, 3. Р. Зубер. В настоящее время гипотеза К. П. Калицкого представляет только исторический интерес.
Теоретический вопрос №2
Привышечные сооружения. Основания буровых установок для бурения скважин на суше
К привышечным сооружениям относятся:
помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;
насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;
приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;
запасные резервуары для хранения бурового раствора;
трансформаторная площадка для установки трансформатора;
площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;
стеллажи для размещения труб.
Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 1):
буровая вышка;
оборудование для механизации спуско-подъемных операций;
наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;
силовой привод;
циркуляционная система бурового раствора;
привышечные сооружения.
Рис. 1. Буровая установка: 1 – долото; 2 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 – переводник; 4 – центратор; 5 – муфтовый переводник; 6, 7 – утяжеленные бурильные трубы; 8 – переводник; 9 – предохранительное кольцо; 10 – бурильные трубы; 11 – предохранительный переводник; 12, 14 – переводники штанговые нижний и верхний; 13 – ведущая труба; 15 – переводник вертлюга; 16 – вертлюг; 17 – стояк; 18 – шланг; 19 – крюк; 20 – талевый блок; 21 – вышка; 22 – кронблок; 23 – редуктор; 24 – лебедка; 25 – ротор; 26 – шламоотделитель; 27 – буровой насос
Буровая вышка – это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25 - 36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.
Теоретический вопрос №3
Центрирование вышек и его значение для проводки скважины.
Для предупреждения искривления ствола скважины, сохранения резьбовых соединений буровых труб большое значение имеет центрирование вышки, которое производится после оснастки талевой системы и подвески ведущей трубы. Если вышка установлена правильно, то отвес совпадает с точкой пересечения диагоналей основания вышки.
Когда скважина пробурена под направление (30 - 50 м), рекомендуется еще раз проверить центрирование вышки.
Центр ротора должен строго совпадать с центром вышки. Ротор должен быть установлен строго горизонтально (проверяется уровнемером).
После монтажа бурового оборудования и привышечных сооружений буровая принимается специально созданной комиссией. Комиссия во главе с главным инженером и главными специалистами проверяют правильность и качество СМР, опробуют оборудование. Электроосвещение должно быть выполнено в соответствии с нормами.
Приемка БУ оформляется актом о приемке. Все недоделки и неисправности устраняются до начала бурения. Акт подписывают двусторонне (ВМУ и УБР).
До начала буровых работ БУ укомплектовывается буровым инструментом, долотами, приспособлениями малой механизации, хим. реагентами.
После принятия БУ буровая бригада начинает подготовительные работы. Проводится оснастка талевой системы. Затем бурят направление:
- при устойчивых породах глубиной 5 м;
- при неустойчивых породах глубиной 30 м при мощи ротора и спускают обсадную трубу.
Верхний конец направления должен доходить до желоба, по которому буровой раствор вытекает из скважины. Основная цель направления – предотвращение размыва устья скважин.
После того как вышка и ротор отцентрированы, приступают к бурению под шурф, который необходим для ведущей трубы с вертлюгом во время СПО. Под шурф бурят турбобуром, затем спускают обсадную трубу, а верхний конец оснащается козырьком для облегчения завода в шурф ведущей трубы.
До начала бурения куста проводится пусковая конференция с участием буровой бригады, руководства УБР, главных специалистов.
Буровая бригада знакомится с новыми инструкциями и правилами, с новым оборудованием. Проводится дополнительный инструктаж по ТБ при эксплуатации этого оборудования. Результат инструктажа заносится в специальный журнал.
Бурение скважин может быть начато при наличии следующих документов:
1) ГТН.
2) Акт о вводе в эксплуатацию БУ.
3) Буровой вахтенный журнал, который заполняется ежесуточно.
На буровой обязательно должны быть все инструкции по эксплуатации оборудования; действие вахты при ГНВП и др.
Теоретический вопрос №4
Формы и вооружение шарошек. Классы долот по вооружению шарошек.
По конструкции шарошечные долота делятся на:
1. По количеству шарошек:
одношарошечные,
двухшарошечные,
трехшарошечные
2. По расположению и конструкции промывочных или продувочных отверстий:
Ц - долото с центральной промывкой;
Г - долото с боковой промывкой;
П - долото с центральной продувкой;
ПГ - долото с боковой продувкой.
3. По конструкции опор шарошек:
В - на подшипниках качения;
Н - на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения);
А - на двух или более подшипниках скольжения.
У - герметизация опоры с маслонаполнением;
Литерами А маркируются долота для низкооборотного бурения (до 110 об/мин),
Н - для среднеоборотного бурения (от 110 до 300 об/мин),
В - для высокооборотного бурения ( более 300 до 600 об/мин).
Пример маркировки:
III 215.9 МЗГВ - долото трехшарошечное, диаметром 215.9 мм, для бурения мягких абразивных пород, с боковой промывкой, для высокооборотного бурения
III 295.3 МСГАУ - долото трехшарошечное, диаметром 295.3 мм, для бурения мягких пород с прослойками средних, с боковой промывкой, для низкооборотного бурения (А - все подшипники скольжения), с герметизированными маслонаполненными опорами.
К 139.7/52 ТКЗ - долото для отбора керна диаметром 139.7 мм, диаметр выносимого керна 52 мм, для бурения твердых абразивных пород с пропластками крепких.
В обозначении бурильных головок перед диаметром:
К - для керноприемных устройств без съемного керноприемника, тип резьбы - муфта
КС - для керноприемных устройств со съемным керноприемником, тип резьбы – ниппель.
Теоретический вопрос №5
Технологический инструмент. Расширители, калибраторы, центраторы и стабилизаторы. Их конструкция и область применения.
Калибратор - калибрующее и опорно-центрирующее устройство, предназначенное для калибрования ствола скважины, центрирования и улучшения условий работы долота и забойного двигателя. Он устанавливается над долотом.
Применение калибраторов:
Для бурения мягких, твердых и крепких пород
Для бурения Средних и мягких абразивных пород
Для бурения Твердых и средних абразивных пород
Конструкция калибратора
Поверхности лопастей калибратора обработаны износостойким материалом для предотвращения износа
Центратор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя, стабилизации или изменения направления ствола скважины. Устройство устанавливается на корпусе забойного двигателя или в колонне бурильных труб.
Стабилизатор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для стабилизации направления ствола скважины и устанавливается над калибратором или в колонне бурильных труб.
Теоретический вопрос №6
Рациональная отработка бурильных труб. Отработка бурильных труб комплектами. Начисление условного износа.
Все трубы бурильной колонны и соединительные элементы подготавливают к эксплуатации на трубной базе. Обязательно с помощью калибров проверяют резьбы.
После подготовки буровых труб и соединительных элементов к эксплуатации их маркируют и объединяют в комплекты. Длину комплекта определяют в зависимости от глубины скважины.
В комплект включают трубы одной группы прочности, диаметра и толщины стенки. На каждый комплект заводится паспорт, в котором отмечается отработка (количество пробуренных метров).
При транспортировке во избежание изгиба ведущей трубы необходимо перевозить в “чехлах” из отбракованных обсадных труб.
Погрузку и выгрузку труб необходимо проводить с помощью автокрана.
При эксплуатации труб следует использовать смазку для предохранения резьбы от заеданий и износа. Наиболее широко используется смазка Р-146.
Во время эксплуатации колонны бурильных труб согласно графика проводят дефектоскопию труб и осуществляют контроль за состоянием и износом труб и других элементов колонны.
Износ труб оценивают по начисленному условному износу.
Состояние бурильных труб оценивают по трем классам, характеризующим разную степень их износа:
I класс условный износ до 50%
II класс условный износ до 50 - 85%
III класс условный износ до 85 - 100%
Износ буровых замков – по равномерному и неравномерному износу наружной поверхности замков и износу резьбы.
Состояние износа буровых замков оценивают также по трем классам. Замки, подверженные износу по 3 классам подлежат списанию.
Задача №1.
Расчёт бурильной колонны.
Особенностью расчёта бурильной колонны при использовании забойных двигателей является то, что касательными напряжениями в силу их незначительности пренебрегают. Расчёт начинают с определения допустимой глубины спуска одноразмерной колонны или секции бурильных труб с учётом коэффициента запаса прочности на разрыв.
Исходные данные
Проектная глубина скважины Н - 3100 м
- КНБК и типоразмер бурильных труб приняты - турбобур ТБПВ-172 18 м, вес 0,03МН.
Длина УБТ определяется из условия для бурения забойными двигателями
- Плотность бурового раствора - 1280 кг/м3.
Бурильные трубы 114 мм группа прочности и толщина стенки Дх9,2; приведённый вес 1п.м, q = 31,22 кг.
Коэффициент запаса прочности на разрыв К3 = 1,3.
- Коэффициент, учитывающий силы инерции и сопротивления при подъеме - Кд - 1,15.
- Перепад давления на КНБК - 7,6 МПа
1. При бурении забойными двигателями длину УБТ определим как
Определяем допустимую глубину спуска бурильной колонны, составленной из труб 114 мм группа прочности Дх9,2 из выражения:
 ,
где  - допускаемая растягивающая нагрузка с учётом запаса прочности;
G - вес КНБК и забойного двигателя кг;
Р0 - перепад давления в КНБК кГ/см2;
So - площадь сечения канала бурильной трубы см2;
F - площадь сечения трубы по металлу
q - вес 1 метра бурильной трубы кГ;
 , - плотность промывочной жидкости и материала труб соответственно;
Определяем допустимое растягивающее усилие для данного типоразмера труб
Определяем допустимую длину бурильных труб длинного типоразмера
Задача №2
Расчёт бурильной колонны.
Особенностью расчёта бурильной колонны при использовании забойных двигателей является то, что касательными напряжениями в силу их незначительности пренебрегают. Расчёт начинают с определения допустимой глубины спуска одноразмерной колонны или секции бурильных труб с учётом коэффициента запаса прочности на разрыв.
Исходные данные
Проектная глубина скважины Н - 3100 м
- КНБК и типоразмер бурильных труб приняты – 3ТСШ-172 18 м, вес 0,03МН.
Длина УБТ определяется из условия для бурения забойными двигателями
- Плотность бурового раствора - 1280 кг/м3.
Бурильные трубы 114 мм группа прочности и толщина стенки Дх9,2; приведённый вес 1п.м, q = 31,22 кг.
Коэффициент запаса прочности на разрыв К3 = 1,3.
- Коэффициент, учитывающий силы инерции и сопротивления при подъеме - Кд - 1,15.
- Перепад давления на КНБК - 7,6 МПа
1. При бурении забойными двигателями длину УБТ определим как
Определяем допустимую глубину спуска бурильной колонны, составленной из труб 114 мм группа прочности Дх9,2 из выражения:
,
где - допускаемая растягивающая нагрузка с учётом запаса прочности;
G - вес КНБК и забойного двигателя кг;
Р0 - перепад давления в КНБК кГ/см2;
So - площадь сечения канала бурильной трубы см2;
F - площадь сечения трубы по металлу
q - вес 1 метра бурильной трубы кГ;
,- плотность промывочной жидкости и материала труб соответственно;
Определяем допустимое растягивающее усилие для данного типоразмера труб
Определяем допустимую длину бурильных труб длинного типоразмера
Список литературы
1.Баграмов Р.А: Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов.- М.: Недра, 1988.
2. Гиматудинов Ш.К. - Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти - М, Недра, 1983
3. Ивановский В.Н., Дарищев В.И. Оборудование для добычи нефти и газа.
|
