Файл: 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.doc

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:

2. 
   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 сердечнике
ШАРНИРНЫЕ 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

1. 
   Назначения, направления, кондуктора промежуточной и эксплуатационной колонн
   
2. 
   Способы цементирования
   
3. 
   Назначение и общее устройство А-50
   
4. 
   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.

---