Какое действие должен предпринять бурильщик после обнаружения отклонения заданных параметров бурения
Контроль параметров режима бурения
Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.
Параметры режима бурения устанавливаются и контролируются с помощью средств измерения одиночных параметров (веса бурового инструмента и осевой нагрузки на забой скважины; крутящего момента на роторе; расхода бурового раствора; давления бурового и цементного растворов), а также комплекса приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения.
К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.
Нагрузку на забой с помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмента, висящего на крюке талевой системы, определяется как произведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок. При этом учитывается начальное усилие в неподвижном конце от веса талевого блока, крюка и вертлюга. Нагрузка, действующая на вышку, вычисляется как произведение усилия в неподвижном конце талевого каната на общее число несущих струн плюс две струны (неподвижный и ходовой концы каната), т.е. учитываются дополнительные усилия на вышку, передаваемые через кронблок ходовым и неподвижным концами талевого каната. Для измерения веса бурильной колонны, подвешенной на крюке талевой системы, и косвенного определения осевой нагрузки на долото служит прибор, называемый индикатором веса. Перед началом бурения бурильную колонну, находящуюся над забоем, вращая вхолостую, медленно подают на забой, затем включают буровые насосы и замечают первое показание индикатора веса; второе его показание отсчитывают в начале бурения. Нагрузка на забой будет равняться разности показаний индикатора веса до и после начала бурения, умноженной на число струн талевого блока. В индикаторе веса использован принцип измерения горизонтальной составляющей натяжения неподвижного конца каната. Для уменьшения габаритов и веса индикатора он рассчитывается на усилие не от всего веса бурильной колонны, а лишь на усилие в неподвижном конце талевого каната; изменение этого усилия пропорционально нагрузке на крюке.
Основными узлами гидравлического индикатора (рис. 14.1.) являются гидравлический трансформатор давления 7, манометр б, показывающий прибор (верньерный) 5, регистрирующий прибор 4 с крапом 2 и пресс-бачком 3.
Схема гидравлического индикатора веса ГИВ-6
Датчик крутящего момента ДКМ
Техническая характеристика ГИМ-1
Диапазон измерения контролируемой величины, кН·м 0-300
Максимальное давление в гидросистеме прибора, МПа 4
Основная приведенная погрешность измерения, % ±2,5
Максимальное расстояние от датчика до показывающего прибора, м 10
В комплексе СКУБ для измерения момента на роторе используется преобразователь усилий типа ПМР (рис. 14.4). Мембрана 9 установлена в корпусе 3 и закреплена винтом 10. К кронштейнам 4 и 7, жестко соединенным с мембраной 9, прикреплены катушка 6 дифференциального трансформатора и плунжер 8. На кронштейнах установлен дифференциально-трансформаторный преобразователь. Корпус 3 ввинчен в сварной корпус 5, с помощью которого преобразователь устанавливается на основании, ПМР или на основании опор качающегося редуктора. На резьбовой конец мембраны навинчивается стакан 11 с тарельчатыми пружинами 2 и пята 1, воспринимающая усилие болта (при карданно-редукторном приводе) или рамы (при цепном приводе).
Техническая характеристика ПМР
Верхний предел измерения, кН 30
Основная приведенная погрешность измерения, % ±1,5
Температура окружающей среды, 0 С-50-+50
Габариты, мм 187х145х200
При управлении процессом бурения скважин необходим контроль момента вращения бурильной колонны, работающей в напряженном состоянии, так как превышение установленного значения крутящего момента может привести к сложной аварии. Крутящий момент устанавливают по изменению упругих свойств вала, углу его закручивания, тангенциальным напряжениям на поверхности или по изменению силы активного тока ротора электродвигателя. В качестве преобразователей крутящего момента в электрический сигнал могут быть использованы индуктивные, индукционные, емкостные, магнитоупругие, струнные, тензометрические типы датчиков. Момент на роторном столе контролируют по усилию, передаваемому ротором подроторному основанию. Крутящий момент измеряют независимо от направления вращения ротора и натяжения цепной передачи. Крутящий момент роторного стола, приводящего во вращение колонну труб с инструментом, определяют по изменению натяжения цепной передачи датчиком ДКМ, который устанавливают под ведущей ветвью цепи привода (рис. 14.2). При помощи регулировочного болта 2 и тарельчатой пружины 3 создается начальная стрела прогиба цепи привода роторного стола в месте соприкосновения звездочки 4, установленной на рычаге 1, с цепью (рис. 14.2). При изменении крутящего момента натяжение цепи меняется, что приводит к перемещению траверсы 5. Перемещение последней влечет за собой деформацию тарельчатой пружины и смещение рычага 1, связанного с измерительной обмоткой преобразователя и вторичным прибором. Погрешность измерения не превышает ±2,5%. Индикатор крутящего момента на роторе ГИМ-1, используемый в комплексе Б-7, состоит из гидравлического преобразователя цепи ротора, рычага с рабочим колесом, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера (рис. 14.3).
Общий вид гидравлического индикатора крутящего момента на роторе ГИМ-1
Преобразователь усилий для измерения момента на роторе ПМР
Расходомеры РГР-7 (рис. 14.5) и РГР-100 предназначены для контроля мгновенного расхода электропроводных жидкостей, в частности бурового раствора на водной основе, и устанавливаются в напорном трубопроводе бурового или тампонажного манифольда. Преобразователь расхода по уровню взрывозащиты относится к особо взрывоопасному электрооборудованию. Расходомеры состоят из первичного и вторичного преобразователей и указывающего прибора (см. рис. 14.5). Принцип действия индукционного расходомера основан на законе электромагнитной индукции. Электропроводная жидкость может быть рассмотрена как бесконечное число проводников, при прохождении которых в магнитном поле возникает э.д.с., пропорциональная средней скорости потока. Система магнитного возбуждения 1 создает переменное магнитное поле, в котором по немагнитной и изолированной внутри трубе 2 протекает электропроводная жидкость. Индуциируемая в жидкости э.д.с. снимается с корпуса первичного преобразователя и одного электрода 3, введенного внутрь трубы, и подается в преобразовательный блок, где измеряется потенциометрическим методом. При этом компенсирующее напряжение снимается с потенциометра 4 через фазовращатель 5, получающий питание от системы катушек компенсации, находящихся в магнитном поле первичного преобразователя. Элемент сравнения б, построенный на триоде, дает сигнал разбаланса на усилитель 7 с выходом на реверсивный двигатель 8. Двигатель поворачивает движок реохорда, а вместе с ним ротор сельсина-датчика 9 сведения разбаланса к нулю и фиксирует угол, пропорциональный измеряемой э.д.с., т.е. мгновенному объемному расходу. Выходной сигнал с сельсина-датчика поступает на следующий сельсин указывающего (или регистрирующего) прибора 10.
Техническая характеристика РГР- 7 и РГР-100
Тип расходомера РГР-7 РГР-100
Предел измерения, л/с 75 100
Основная приведенная погрешность, %. ±2,5 ±1,5
при отклонении частоты тока питания от номинальной ±5 Гц.±1
при работе с ферромагнитной средой ±1,5
Диаметр проходного сечения, мм 100
Рабочее давление, МПа 20 40
ток. Переменный, однофазный
напряжение, В 220±33 220±66
Потребляемая мощность, В.А. 370 400
Габаритные размеры, мм:
первичного преобразователя 800х340х282
вторичного преобразователя. 450х435х270
указывающего прибора 150х146х120
первичного преобразователя 80 60
вторичного преобразователя 20 6,1
указывающего прибора 3
Температура контролируемой среды, “С. 80
Удельная электропроводность контролируемой
В отличие от существующих отечественных и зарубежных индукционных расходомеров РГР-7 и РГР-100 компенсируют влияние на показания прибора не только электрических, но и магнитных свойств жидкости (при работе на утяжеленных буровых растворах) и, кроме того, рассчитаны на работу при повышенных колебаниях параметров питания (при работе от дизель-генераторной установки).
Манометр буровой геликсный МБГ-1
Техническая характеристика МБГ-1
Предел измерения, МПа. 0-40; 0-25
Основная приведенная погрешность, %±2,5
ток. Переменный, однофазный
напряжение, В 220±20
Габаритные размеры, мм:
первичного преобразователя 265х825х190
вторичного преобразователя 335х305х155
блока питания 210х146х145
первичного преобразователя. 9,5
вторичного преобразователя. 6,3
Для измерения давления глинистого и цементного растворов при бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин применяют манометр буровой геликсный МБГ-1. Принцип действия прибора основан на преобразовании измеряемого давления в угол поворота бесконтактного сельсина-датчика с последующей передачей показаний. Манометр МБГ-1 (рис. 14.6) состоит из первичного преобразователя 3, блока питания 2 указателей 1, соединенных кабелем. Измерительным элементом первичного преобразователя служит многовитковая манометрическая геликсная пружина, которая воспринимает давление жидкости через резиновый разделитель. Разделитель и манометрическая пружина заполнены незамерзающей жидкостью. Угол поворота сельсина регулируется перестановкой цангового зажима на тот или иной виток манометрической пружины Регулировка позволяет получить линейную зависимость между углом поворота сельсина и давлением. Для сглаживания пульсаций давления на входе в манометрическую пружину установлен дроссель с регулирующей иглой.
Для контроля основных технологических параметров предназначен комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин (СКУБ) (табл. 14.1).
Техническая характеристика комплексов СКУБ-М1
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Аварии в бурении их предупреждение и методы ликвидации
Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.
Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.
В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.
1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.
2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.
3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.
4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.
5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.
6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.
7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.
8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.
9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.
Для предупреждения прихватов необходимо:
1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;
2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;
3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
7) при вынужденных остановках необходимо:
б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;
Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях.
Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.
При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.
Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:
2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;
3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.
Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.
Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.
К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.
Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.
Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:
1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;
6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.
Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.
Какое действие должен предпринять бурильщик после обнаружения отклонения заданных параметров бурения
Каким сечением должен быть заземляющий проводник?
Периодичность опрессовки плашечных превенторов?
Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в год
Гидравлическая опрессовка через 4месяца; дефектоскопия – один раз в полгода
Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в полгода
Гидравлическая опрессовка через 8 месяцев; дефектоскопия – один раз в год
Что производится перед началом работ на скважинах I и II категории опасности по ГНВП?
Инструктаж на рабочем месте по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей на рабочем месте».
Разовый инструктаж по предупреждению ГНВП
Дополнительный инструктаж по предупреждению ГНВП
Перед проведением работ на скважине бригада должна быть ознакомлена?
С планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении
С планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию
При каком минимальном расстоянии между центрами устьев соседняя скважина должна быть остановлена и заглушена?
Что должны иметь специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям для допуска к самостоятельной работе?
Должны пройти стажировку на рабочем месте с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
Должны пройти обучение с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
Должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям
При разобщенности осваиваемого пласта непроницаемым пропластком и находящегося сверху или снизу от него невскрытого перфорацией водоносного пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца должен быть?
На сколько % в процессе испытания колонн избыточное давление на устье должно превышать максимальные давления, возникающие в процессе освоения и эксплуатации скважины?
Не менее, чем на 15%
Не менее, чем на 20%
Не менее, чем на 10%
Какая цена деления должна быть на шкале манометра при опрессовке э/к?
0,02МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 30-50% шкалы
0,03МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
0,1МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
0,05МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы
Каким должно быть расстояние между насосными установками (агрегатами) при расстановке на скважине?
Не менее 1 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины
Не менее 2 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны
Не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины
Не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны
Кто допускается к руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа?
Имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности
Имеющие профессиональное образование по специальности, прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности
Имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности
Имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности
Какая периодичность проверки знаний у руководящих работников и специалистов?
Не реже одного раза в год
Не реже одного раза в два года
Не реже одного раза в три года
Не реже одного раза в пять лет
Что должны иметь исполнители и руководитель работ при работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода?
Должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью ( с постоянным вызовом ) с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.
Должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией
Должны быть обеспечены двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией
Должны быть обеспечены телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации
На каком расстоянии от устья скважины запрещаются работы во время проведения прострелочных работ?