Билет № 9. 1. Для каких интервалов скважины определяются режимы работы буровых насосов?

1. Для каких интервалов скважины определяются режимы работы буровых насосов?

При каждом изменении диаметра скважины, а так же при смене турбобура на ВЗД.

2. Влияние частоты вращения долота на изменение механической скорости.

Нарисуй график справа Vмех слева n возрастает из 0 затем вверх и вниз плавно. С ростом n-частоты вращения уменьшается время контакта зуба долота с г.п., и рост угнетающего давления.

3. Типы профилей направленных скважин и методика их выбора.

1. Двухинтервальный профиль

Преимущества: максимальный отход скважины.

Недостатки: постоянное применений специальных компоновок (отклонителей) на втором интервале

2. Трехинтервальный профиль с третьим прямолинейным участком

Преимущества: минимальное время бурения с отклонителем;

сравнительно большая величина отхода.

Недостатки: возможность осложнений при бурении третьего интервала,

особенно в абразивных породах средней твердости и твердых.

3. Трехинтервальный профиль с третьим криволинейным участком

Преимущества: упрощается проходка третьего интервала.

Недостатки: уменьшается отход при прочих равных условиях;

увеличивается длина интервала бурения с отклонителем.

4. Четырехинтервальный профиль с четвертым интервалом уменьшения зенитного угла

Преимущества: сравнительно большая величина отхода;

уменьшение вероятности осложнений в процессе бурения.

Недостатки: возрастание сил сопротивления перемещению колонны туб.

5. Четырехинтервальный профиль с четвертым интервалом увеличения зенитного угла

Преимущества: увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования;

увеличения дебита скважины;увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта.

Недостатки:сложность реализации.

6. Пятиинтервальный профиль

Преимущества: при эксплуатации скважины возможна установка насосного

оборудования в зоне продуктивного горизонта.

Недостатки:существенное увеличение нагрузки на крюке за счет сил трения.

Общий порядок проектирования:

1. Выбор типа профиля.

2. Определение допустимой интенсивности искривления.

3. Расчет профиля.

4. Мероприятия по предупреждению проявлений.

1. установка ПВО;

2. проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

3. установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

4. установка в КНБК клапана обратного, а под ведущей трубой шарового крана;

5 учебные тревоги раз в месяц;

6. наличие запаса бурового раствора, равного объему скважины;

7. контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

8. при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;

9. выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

10. снижение скорости спуско‑подъемных операций;

11. долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть;

12. при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте, необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину;

13. при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины.

5. Как меняется давление на цементировочной головке при цементировании обсадной колонны и за счет чего.

1. точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве;

2. точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально;

3. точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.