Бурение. Учебно-методическое пособие по профессии Помощник бурильщика. Методическое пособие по профессии Помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ г. Нижневартовск билеты помощник бурильщика эрб на нефть и газ 45 р
 Скачать 6.95 Mb.
|
|
1. Способы приготовления и очистки промывочной жидкости Буровой раствор цыркулирует по замкнутой системы т.е. раствор, в сязи с этим на буровой установке должно находиться оборудование для очистки и приготовления раствора. Блок очистки входит очистки раствора от газа(дегазатор), выбуренной породы(вибросито, центрифуга), от песка и ила (песко-илоотделителей). Блок приготовления бурового раствора зависит от от применяемых исходных материалов и химическихреагентов. На установках глубокого бурения наибольшее распостранение получили механические глиномешалки. Техническая характеристика оборудования по очистке бурового раствора Российского производства: Виды отклоняющих компоновок. Способы ориентирования ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ НАБОРА ПАРАМЕТРОВ КРИВИЗНЫ В настоящее время для набора параметров кривизны используются: - кривой переводник (Рис. № 1) - кривой переводник с регулируемым углом (Рис. № 2) - шарнирная муфта (Рис. № 3) - децентратор забойного двигателя (Рис. № 4) - турбобуры - отклонители КРИВОЙ ПЕРЕВОДНИК  Рис. № 1 Кривой переводник Угол перекоса осей кривого переводника определяется по формуле:  где : a - угол перекоса осей кривого переводника, град. С - наибольшая длина образующей переводника, мм А - наименьшая длина образующей переводника, мм D - диаметр переводника, мм РЕГУЛЯТОР УГЛА Регулятор угла ( см. рис.№ 2) предназначен для использования в составе забойного двигателя при бурении наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин. Использование регулятора угла обеспечивает возможность оперативного изменения угла перекоса осей отклонителя на устье скважины и исключает необходимость иметь на буровой несколько отклонителей с различными углами перекоса. Рис. № 2 Регулятор угла РУ1-195 г  де: 1-диск, 2-полукольцо, 3-уплотнительное резиновое кольцо, 4-переводник, 5-зубчатый венец, 6-поджимная гайка, 7-стопорная пробка, 8-сердечник, 9-метки на зубчатом венце, 10-метки на гайке, 11-метки на сердечникеШАРНИРНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ Выпускаемые промышленностью шарнирные соединения предназначены для снижения сил сопротивления при перемещении КНБК в скважине, для управления кривизной скважины и подразделяются на верхние и корпусные. Верхние шарниры устанавливаются над ГЗД, а корпусные - между его секциями, как правило, между шпинделем и рабочей парой. По степени свободы шарниры бывают плоскостные и пространственные. Плоскостные шарниры обеспечивают поворот частей КНБК на заданный угол только в одной плоскости, а пространственные шарниры - любое положение внутри конической поверхности вращения. Разработаны корпусные (плоскостного типа) и верхние (пространственного типа) шарнирные соединения для следующих ГЗД: ДГ-95, ДГ-108, ДГ-155. В НПК ТОБУС разработана шарнирная муфта (см. рис.3) Муфта шарнирная предназначена для использования в качестве разделителя бурильной колонны по изгибающему моменту с целью снижения жесткости и предупреждения поломок последней, а также для увеличения интенсивности искусственного искривления ствола скважины.  Рис.3 Шарнирная муфта 1 - сфера вала, 2 - нижняя пята 3, 6 - переводник 4 - корпус 5 - составная пята 7 - шпонка 8 - полумуфта 9 - уплотняющие манжеты При воздействии усилий, сжимающих муфту, сфера вала 1 опирается на нижнюю пяту 2 и - через нее - на переводник 3. Осевое растягивающее усилие от переводника передается корпусу 4 через соединяющую их резьбу, а от корпуса - сфере вала через составную пяту 5, которая опирается о внутренний упорный торец корпуса. Крутящий момент от переводника 6 при помощи резьбы, шпонки 7, кулачков полумуфты 8 и корпуса муфты передается резьбой последнего на переводник 3. Герметизация достигается набором уплотняющих манжет 9, установленных в сферической проточке на внутренней цилиндрической поверхности корпуса муфты. При передаче крутящего момента и осевых нагрузок через муфту благодаря нормированным зазорам в кулачковом соединении ось вала имеет возможность отклоняться от оси корпуса на угол до 2 градусов. Параметры шарнирных муфт и соединений представлены в таблицах ДЕЦЕНТРАТОР ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ ( НПК ТОБУС )  Рис. № 4 Децентратор упругий забойного двигателя 1 - корпус, 2 - децентратор, 3 - обрезиненная нижняя опора, 4 - упорная гайка Децентратор упругий забойного двигателя предназначен для отклонения оси бурильной колонны в процессе роторного бурения с целью искривления ствола скважины. Децентратор забойного двигателя состоит из корпуса 1, на котором выполнены проточки, собственно децентратора 2 и обрезиненной нижней опоры 3. Для предотвращения проворачивания опоры на корпус наворачи-вается сцепная упорная гайка 4 с левой резьбой. Упругий децентратор 2 выполнен в виде каркаса из пары цилиндрических колец, соединенных двумя упругими выступами, отстоящими друг от друга по окружности на 90 градусов. На одном из колец имеются два кулачка, которые входят в пазы корпуса. Резьба на верхнем конце корпуса предназначена для соединения его с корпусом винтового забойного двигателя. Внутрь корпуса вставляется удлинитель, который верхним концом соединяется со шпинделем забойного двигателя и передает крутящий 3. Назначение и устройство пневмокомпенсаторов буровых насосов Пневмокомпенсатор буровых насосов служит для выравнивания давления и уменьшить затраты на ускорение жидкости постоянное заполняющей трубопроводы что увеличивает К.П.Д. насоса во всех пневмокомпенсаторах верхняя часть наполняется воздухом а нижняя полностью заполнена раствором сообщается с трубопроводом. 4. Правила техники безопасности при ремонте бурового оборудования Общие правила при ремрнте бурового оборудования(все ремонты производятся после остановки бурового оборудования, вывешанны таблички не включать работают люди 5. Оказание первой помощи при отравлении газом ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ ОТРАВЛЕНИИ. При отравлениях ядовитыми газами в том числе угарным ацетоном, природным газом, парами бензина и т.д. - немедленно вынести пострадавшего на свежий воздух и организовать подачу воздуха для дыхания. При отсутствии кислорода первую помощь следует оказывать также как и при обмороке. Пострадавшему дать молоко.  ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ ОТРАВЛЕНИИ НЕФТЯНЫМИ ГАЗАМИ. Наиболее опасными являются нефтяные газы, в состав которых входит сероводород. При больших концентрациях запах сероводорода создает ложное впечатление об отсутствии опасности. При отравлении сероводородом пострадавшего вынести на свежий воздух, освободив от стесняющей одежды, тепло укрыть, согреть, к ногам положить грелку, напоить крепким чаем или теплым молоком. Если имеется кислород, давать его длительное время с небольшими перерывами. Если дыхание пораженного слабеет - делать искусственное дыхание. БИЛЕТ № 14 Назначения, направления, кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн Способы цементирования Назначение и общее устройство А-50 Способы искусственного дыхания. Непрямой массаж сердца 5. Первичные средства пожаротушения на буровой 1.Назначения, направления, кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое назначение. Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5м до 40м. К  ондуктор- изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 метров. Техническая колонна- служит для перекрытия платов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения , отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности. 2. Способы цементирования СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН Различают 6 следующих способов цементирования скважин: прямое одноступенчатое цементирование, прямое двухступенчатое цементирование, прямое манжетное цементирование, прямое манжетно-селективное, обратное цементирование, цементирование встречными потоками. Первый способ цементирования, схема которого приведена на рис. 3.1 используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины и их глубине до 3000 м. Этот способ является наиболее распространенным из всех из всех известных и является базовым. Рассмотрим процесс цементирования по этому способу. Перед началом работ на устье скважины устанавливают цементировочную головку с установленными в ней нижней и верхними пробками и обвязывают ее с нагнетательными линиями буферной и промывочной жидкостей, цементного раствора. Затем в скважину закачиваю расчетный объем буферной жидкости (вода, водные растворы солей, нефть или нефтепродукты) для разделения промывочной жидкости и цементного раствора. После этого в скважину опускают нижнюю продавочную пробку и закачивают расчетный объем (20-60м3) цементного раствора, после чего опускают верхнюю продавочную пробку и закачивают в скважину продавочную жидкость, функцию которой, как правило, выполняет промывочная жидкость. Под давлением продавочной жидкости буферную жидкость, а затем и цементный раствор вытесняет промывочную жидкость из заколонного пространства и занимает ее место. После посадки верхней продавочной пробки на кольцо «стоп» или корпус клапана ЦКОД на поверхности отмечается «скачек» давления, после чего подачу продавочной жидкости прекращают. Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ (ожидания затвердевания цемента).  РИС. 3.1. Схема прямого одноступенчатого цементирования: 1 – цементировочная головка; 2 – нижняя пробка; 3 – центратор; 4 – обсадная колонна; 5 – обратный клапан; 6 – башмак колонны; 7 – верхняя пробка; 8 – цементный раствор.  Д РИС. 3.2. Схема двухступенчатого цементирования вухступенчатое цементирование (рис. 3.2.) используется в глубоких скважинах, а также при наличии в верхней и нижней части разреза пород резко различающихся градиентами гидроразрыва пород. Для его осуществления на расчетном расстоянии от низа обсадной колонны устанавливают муфту двухступенчатого цементирования, конструкция которой сначала позволяет зацементировать нижнюю до муфты часть обсадной колонны, затем верхнюю ее часть. При этом способе цементирования используют четыре продавочные пробки. Конструкция первых двух эластичная, что позволяет им проходить через втулку муфты ступенчатого цементирования при продавке порции цементного раствора в затрубное пространство нижней части колонны. При цементировании верхней части колонны третья пробка садится на нижний уступ втулки муфты, за счет него совмещаются отверстия втулки и корпуса муфты открывая доступ цементному раствору в затрубное пространство верхней части обсадной колонны, после продавки расчетного количества раствора четвертая пробка садится на верхний уступ муфты, а втулка, перемещаясь вниз перекрывает отверстия корпуса муфты. Манжетное цементирование (рис. 3.3.) используют для исключения загрязнения высокопроницаемых пластов цементным раствором. Для его осуществления на обсадную колонну выше кровли продуктивного пласта устанавливают брезентовую воронкообразную манжету или заколонный пакер, а в обсадную колонну на этой высоте установить муфту ступенчатого цементирования. Процесс цементирования аналогичен цементированию верхней части обсадной колонны при двухступенчатом цементировании.  РИС. 3.3. Схема манжетного цементирования 1 – манжета; 2 – отверстие для цементирования; 3 – прямой клапан; 4 – патрубок с манжетой; 5 – верхняя разделительная пробка; 6 – цементный раствор; 7 – нижняя разделительная пробка; 8 – стоп-кольцо; 9 – фильтр. Манжетно-селективное цементирование (рис. 3.4.) используется для сохранения коллекторских свойств низкопроницаемых пластов. Впервые этот способ был применен и успешно опробован на месторождениях Башкирии. При данном способе прямого цементирования интервал в зоне продуктивного пласта остается открытым за счет применения заколонных пакетирующих устройств, устанавливаемых над кровлей и под подошвой продуктивного пласта. Сущность способа заключается в следующем. В компоновку эксплуатационной колонны включается дополнительная технологическая остнастка – верхний и нижний пакетирующие устройства, обеспечивающие последовательное заполнение затоубного пространства скважины тампонажным раствором в интервалах ниже и выше продуктивного пласта. После окончания ОЗЦ разбуривают внутрискваженные элементы устройства селективного цементирования скважин. Схема компоновки низа эксплуатационной колонны и технология селективного цементирования показана на рис. 3.4.  Ц РИС.3.4. Схема компоновки низа эксплуатационной колонны и технология селективного цементирования скважины: 1-эксплуатационнная колонна; 2-верхнее пакерующее устройство; 3-фильтр; 4-нижнее пакерующее устройство; 5-резиновое «стоп»-кольцо; 6. 7, 8-нижняя, промежуточная и верхняя продавочные пробки; 9-продуктивный пласт ементирование управляемыми потоками используется при наличии в разрезе в скважин проницаемых отложений с низкими градиентами пластового давления. Сущность этого способа заключается в том, что заполнение затрубного пространства цементным раствором осуществляется через башмак колонны на определенную высоту, а затем встречным потоком сверху вниз до полного замещения бурового раствора и буферной жидкости. При использовании этого способа необходимым условием является предупреждение разрыва сплошности потока тампонажного раствора в затрубном пространстве до окончания операции по цементировании встречным потоком. Этот способ цементирования незаменим в тех случаях, когда неизолированные зоны поглощения высокой интенсивности – более 6м3/ч, ожидаются поглощения тампонажного раствора при перепаде, равном разности значений гидростатического давления столбов тампонажного и бурового раствора, в разрезе встречаются пласты, склонные к гидравлическому разрыву при градиентах давления, возникающих в процессе цементирования. Обратное цементирование. При обратном цементировании цементный раствор закачивается в затрубное пространство с поверхности, а буровой раствор поднимается вверх по обсадным трубам. Этот способ известен давно, он не нашел широкого применения из-за отсутствия надежного контроля за движением раствора в затрубном пространстве и окончании операции цементирования. При осуществлении этого способа устье скважины оборудуется превентором. Преимуществом этого способа является значительное снижение гидродинамического давления на пласты и времени цементирования. Этот способ эффективен при наличии в разрезе пластов подверженных гидроразрыву, а также как ремонтно-восстановительный при обнаружении течи эксплуатационных колонн. 3. Назначение и общее устройство А-50 Для ремонта сважин используется установка А-50 . Устройство 4. Способы искусственного дыхания. Непрямой массаж сердца Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с устойчивым дыханием и пульсом, его следует ровно и удобно положить, расстегнуть одежду, создать приток свежего воздуха, дать нюхать нашатырный спирт, обеспечить полный покой. Если у пострадавшего отсутствует дыхание и пульс или дышит очень редко и судорожно, то ему следует делать искусственное дыхание и массаж сердца. Самым эффективным является способ искусственного дыхания “рот в рот”, проводимый одновременно с непрямым массажем сердца. Начинать искусственное дыхание следует немедленно и производить непрерывно до прибытия врача. 5. Первичные средства пожаротушения на буровой Огнетушитель, песок, войлок, багор, топор, ведра БИЛЕТ № 15 Карта поинтервальной обработки буровых растворов Нефтегазоводопроявления: признаки, причины Ротор: назначение, устройство и эксплуатация Требования техники безопасности к механизмам, применяемым при спуско-подъемных операциях Оказание первой помощи при кровотечениях 1.Карта поинтервальной обработки буровых растворов Карта по интервальной обработки основной документ обработки раствора на каждый интервал смены породы. Указанны параметры раствора, количество хим.реагентом для обработки раствора до нужного параметра. 2. Нефтегазоводопроявления: признаки, причины Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются: Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин. Недолив скважины при спуско-подъемных операциях. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин. Длительные простои скважины без промывки. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Понятие раннего обнаружения ГНВП. Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн. Основные признаки газонефтеводопроявлений Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным. Снижение плотности жидкости при промывке скважины. Повышенное газосодержание в жидкости глушения. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях 3. Ротор: назначение, устройство и эксплуатация Ротор предназначен для передачи вращения бурильной колонне при бурении или расширении ствола скважины, поддержания на весу бурильных и обсадных труб при их свинчивании и развинчивании в процессе спускоподъемных операций и для выполнения ловильных работ в скважине. При бурении забойными двигателями ротор удерживает колонну бурильных труб от вращения в сторону противоположную вращения долота, т.е. воспринимает реактивный момент забойного двигателя, и используется для периодического проворачивания бурильной колонны с целью предупреждения ее прихвата. Ротор по принципиальному устройству представляет собой угловой редуктор. Он может иметь собственный индивидуальный привод или получать движение от лебедки с помощью цепной или карданной передачи. Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. 4. Требования техники безопасности к механизмам, применяемым при спуско-подъемных операциях Спуско-подъемные операции Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор. Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов). При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при: - отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке; - неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента; - неполном составе вахты для работ на конкретной установке; - скорости ветра более 20 м/с; - потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале. При спуско-подъемных операциях запрещается: - находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов; - открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока; - подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений; - пользоваться перевернутым элеватором. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб, должны исключать возможность раскачивания талевой системы. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб. 5. Оказание первой помощи при кровотечениях ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ КРОВОТЕЧЕНИЯХ. Небольшое кровотечение из конечностей останавливают так: Поднять раненую конечность и наложить на рану стерильный перевязочный материал и придавить сверху в течение 4-5 минут, если кровотечение остановится, то не снимая наложенного материала на него наложить еще подушечку из пакета или ваты и забинтовать пораненное место. При значительном кровотечении, когда эти меры не помогают, применять способ сдавливания конечности кровеносных сосудов в суставах, пальцами, жгутом или закруткой. Кровотечение на отдельных частях тела можно остановить, прижав пальцами кровоточащий сосуд к кости выше раны: из сосуда на нижней части лица - прижимаем артерии к краю нижней челюсти; из ран виска-прижатием артерии впереди уха; из больших ран головы и шеи - прижимаем сонную артерию к шейным позвонкам; из-под мышечной впадины и плеча - придавливаем подключечную артерию к кости и подключечной ямке; из ран предплечья - прижатием к плечевой артерии посредине плеча; из ран на кисти и пальцах рук - прижатием двух артерий в нижней трети предплечья у кисти; из ран нижней конечности - прижатием бедренной артерии к кости таза; из ран на стопе - прижатием артерии, идущей по тыльной стопе. Придавливание пальцами кровоточащего сосуда следует проводить достаточно сильно, жгут следует затягивать настолько, чтобы остановилось кровотечение. Наложенный жгут держать более 1,5-2 часов не допускается, так как это может привести к омертвлению обескровленной конечности. Через каждый час следует на 5-10 минут снять жгут, чтобы обеспечить некоторый приток крови. Распускать жгут следует постепенно и медленно, при этом прижав пальцами артерию. При кровотечениях из носа пострадавшего следует уложить или усадить, слегка откинув голову назад, расстегнуть ворот, наложить на переносицу (на нос) холодную примочку, сжав пальцами мягкие части (крылья) носа. БИЛЕТ № 16 Классификация долот Контроль за режимом бурения. ГИВ – 6 Регулировка тормозной системы буровых лебедок Требования техники безопасности при цементировании скважин Оказание первой помощи при ожогах 1.Классификация долот Для работ по углублению ствола скважины применяются буровые долота, которые подаются на забой при помощи бурильных труб. Долота различаются по конструкции, назначению, по твердости горных пород. По конструкции : Шарошечные –дробящего и дробяще- скалывающего действия; Лопастные –скалывающего действия А  лмазные, фрезерные, перьевые- разрушающие породу истиранием, резанием или скоблением. По твердости горных пород на 7 типов от долот для бурения мягких (М), средних пород (С) до твердых (Т) и крепких пород (К). По назначению- Для бурения сплошным забоем Для бурения кольцевым забоем (для отбора керна). ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ Основным породоразрушающим инструментом при бурении являются буровые долота. Долота делятся по: а) Назначению - для сплошного бурения - для бурения с отбором керна б) По исполнению - пикообразные - лопастные - торцовые ( фрезерные ) - шарошечные в) По воздействию на породу - режуще - скалывающего типа(лопастные) - дробяще - скалывающие типа (шарошечные) - режуще - истирающего типа (ИСМ, алмазные) 1. Основной объем бурения в РОССИИ производится шарошечными долотами. В соответствии с ГОСТ 20692-75 шарошечные долота изготавливаются следующих типов (см. табл.№ 1) Таблица № 1
* - фрезерованные зубья - выполнены за одно целое с телом шарошки ** - вставные твердосплавные зубки - обычно карбит-вольфрамовые вставки Рациональное сочетание типа шарошечного долота и разбуриваемой породы приведено в таблице № 2 Таблица № 2
2 По конструкции шарошечные долота делятся на: 2.1. По количеству шарошек: одношарошечные, двухшарошечные, трехшарошечные 2.2 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. 2.3 По конструкции опор шарошек: В - на подшипниках качения. Н - на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения ) У - герметизация опоры с маслонаполнением А - на двух или более подшипниках скольжения. Литерами А маркируются долота для низкооборотного бурения ( до 150 об/мин), Н - для среднеоборотного бурения ( от 150 до 400 об/мин ), В - для высокооборотного бурения ( более 400 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 Условия применения шарошечных долот Табл. № 3
2. Контроль за режимом бурения. ГИВ – 6 сочетание факторов и технических средств, влияющих на показатели бурения называется режимом бурения, режим бурения включает в себя следующие параметры: Осевая нагрузка на долото Скорость вращения долота Количество промывочного агента и его параметры Время пребывания долота на забое Тип применяемого оборудования и инструмента Все эти параметры неразрывно связаны между собой и нарушение одного из них ведет к нарушению другого, что в итоге может привести к осложнениям, авариям или некачественному строительству скважины. Все параметры представлены в основном техническом документе на бурение скважины- геолого-техническом наряде ГТН. 3. Регулировка тормозной системы буровых лебедок Буровые лебёдки оборудуются двумя видами тормозов: ленточно-колодочными и регулирующими тормозными устройствами для замедления скорости спуска колон(гидромат). Ленточно-колодочные тормаза регулируются за счёт балансира который устанавливается на стойке на концах он имеет опорные сфеерические поверхности, которые вместе с поверхностью гнёзд балансира образуют шарниры неподвижного конца лент. Благодоря такой конструкции при неравномерном износе колодок балансир во время торможения имеет возможность несколько откланяться от горизонтального положения. После проведения СПО ленты подтягиваются гайками наподвижных концах лент. В качестве регулируемых тормозных устройств в основном применяются гидродинамическиес замкнутой системойводяного охлаждения. Регулировка происходит за сёт наполнения замкнутой системы охлаждения. 4.Требования техники безопасности при цементировании скважин Техника безопасности при креплении скважин При креплении и цементировании скважин могут возникнуть опасности, связанные с перемещением тяжестей, свинчиванием труб в колонну, высокими давлениями при вытеснении тампонажного раствора в заколонное пространство, с одновременной работой большого числа машин на сравнительно небольшой площадке возле скважины, с использованием тонкодисперсных тампонажных материалов, химических реагентов, а иногда также радиоактивных изотопов. Вес обсадных колонн намного больше веса бурильной колонны во время бурения скважины. Поэтому до начала спуска обсадной колонны необходимо тщательно проверить исправность механического и энергетического оборудования, колонной головки, контрольно-измерительной аппаратуры, изоляции электрокабелей, электропроводки, системы заземления; пригодность оборудования для использования при тех нагрузках, которые могут возникнуть во время спуска, расхаживания и цементирования колонны; правильность центрирования вышки, талевой системы; правильность установки подвесной люльки для помощника бурильщика; соответствие плашек на превенторах диаметру спускаемой обсадной колонны. Руководитель работ и бурильщик, работающий у тормоза лебедки, должны знать величину предельно допустимой нагрузки на талевую систему и вышку и величину предельно допустимого натяжения данной колонны сверх ее веса в жидкости. При спуске колонны необходимо следить за уровнем жидкости у устья скважины, плотность и газосодержание вытесняемой жидкости, а при промежуточных промывках – также соответствие друг другу расходов заканчиваемой и входящей жидкостей. В цементировочной операции обычно участвует много машин. Обвязка этих машин между собой и с устьем скважины должна быть выполнена так, чтобы подход для обслуживающего персонала был свободен. Между руководителем работы и машинистами, занятыми на смесительных машинах, цементировочных агрегатах и у буровых насосов, должна быть установлена надежная система связи. С территории, где расположено цементировочное оборудование, должны быть удалены все материалы и предметы, не используемые при цементировании. Насосы, цементировочная и промывочная головки, предохранительные клапаны и линии обвязки насосов должны быть опрессованы давлением, превышающим в 1,5 раза наибольшее ожидаемое при цементировании (или промывке). Если в процессе цементирования из скважины начнет выходить газированная жидкость, необходимо закрыть превентор и, продолжая операцию, создать противодавление в заколонном пространстве с помощью регулируемого штуцера на боковом отводе. Многие химикалии, используемые для обработки тампонажных растворов, а также некоторые уплотнительные составы, используемые для герметизации резьбовых соединений, токсичны. В случае применения их нужно проинструктировать персонал правилам обращения с ними, а также снабдить соответствующей спецодеждой и защитными очками. При одновременной работе большого числа двигателей внутреннего сгорания возможно отравление людей выхлопными газами. Поэтому следует принимать меры к уменьшению концентрации этих газов в атмосфере либо снабжать персонал противогазами. Все цементировочные работы рекомендуется проводить в светлое время суток. На период работ по креплению и цементированию скважины на территории буровой не разрешается присутствовать лицам, непосредственно не участвующим в операции. Персонал бригады должен быть обучен оказанию первой помощи пострадавшим от травм, ожогов или отравлений. 5. Оказание первой помощи при ожогах ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ ОЖОГАХ. При тяжелых ожогах нужно очень осторожно снять с пострадавшего одежду, обувь - лучше разрезать ее. Нельзя касаться обожженного места или смазать его какими-либо мазями, маслом, вазелином или раствором. Не следует вскрывать пузыри, удалять пристывшую к обмороженному участку мастику или другие смолистые вещества. Нельзя также срывать обгоревшую вокруг раны одежду. Обожженную поверхность следует перевязать, покрыть стерильным материалом или чистой глаженной тряпкой, а сверху наложить слой ваты, прибинтовать. При ожогах глаз электрической дугой следует делать примочки раствором борной кислоты и немедленно отправлять в больницу. При ожогах крепкими кислотами (серной, соляной) промыть пораженное место обильной струей воды в течении 10-15 минут. После этого пораженное место промыть 5% раствором марганцовокислого калия или 10% раствором питьевой соды (одна чайная ложка на стакан воды). При попадании кислоты или ее паров в глаза, полость рта, надо промыть или полоскать пораженное место 5% раствором соды, а при попадании кислоты в дыхательные пути, дышать распыленным при помощи пульверизатора 5% раствором питьевой соды. При ожогах едкими щелочами (каустическая сода, негашеная известь) пораженное место промыть обильной струей воды в течении 10-15 минут, затем слабым раствором уксусной кислоты 3-6% или раствором борной кислоты (1 чайная ложка на стакан воды), после этого пораженное место покрыть марлей, пропитанной 5% раствором кислоты. При попадании едкой щелочи или ее паров в глаза или полость рта - промыть пораженное место 2% раствором борной кислоты. БИЛЕТ № 17 Трубы обсадные: типоразмеры, маркировка. Подготовка труб к спуску в скважину Технология одноступенчатого цементирования Обвязка буровых насосов, виды трубопроводов на буровой Требования техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах 5. Оказание первой помощи при кровотечениях 1. Трубы обсадные: типоразмеры, маркировка. Подготовка труб к спуску в скважину |