Фонд оценочных средств: Технология бурения скважин

Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УР
_______Сороколетова Л.В.
«___»__________20__ г.
ФОНД ОЦЕНОЧНЫХ СРЕДСТВ
ПО УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЕ:
«ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин
(код и наименование направления подготовки)
Оренбург 2016 год.
Комплект контрольно- оценочных средств разработан на основе Федерального
государственного образовательного стандарта среднего профессионального образования
по специальности 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин программы учебной
дисциплины «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
Организация разработчик: ГАПОУ СПО «Нефтегазоразведочный техникум»
г.Оренбурга
Разработчики:
Рогов Алексей Викторович, заместитель директора по УПР
Почтарь Анна Васильевна, старший мастер
Маслова Наталья Борисовна, методист
Кобылкин Дмитрий Сергеевич, преподаватель
Филиппов Семен Михайлович, мастер производственного обучения
Фонд оценочных средств разработан в соответствии с требованиями следующих
нормативных документов:
- федеральный закон «Об образовании в РФ» от 21 декабря 2012 года №273;
- федеральный государственный образовательный стандарт (далее – ФГОС СПО) по
специальности среднего профессионального образования 210202 Бурение нефтяных и
газовых скважин
- «Положение о текущем контроле и промежуточной аттестации обучающихся в
ГАПОУ «Нефтегазоразведочный техникум» г. Оренбурга Оренбургской области;
- рабочая программа ГАПОУ «Нефтегазоразведочный техникум» г.Оренбурга
Оренбургской области по МДК 01.01 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- учебный план ГАПОУ «Нефтегазоразведочный техникум» г.Оренбурга Оренбургской
области по специальности 210202 Бурение нефтяных и газовых скважин
- календарный график учебного процесса по специальности 210202 Бурение нефтяных и
газовых скважин
Паспорт
фонда оценочных средств
Паспорт фонда оценочных средств является частью ППССЗ по специальности
210202 Бурение нефтяных и газовых скважин.
Освоение образовательной программы, в том числе отдельной части или всего
объёма МДК 01.01 «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
образовательной программы СПО, сопровождается промежуточной аттестацией
обучающихся, проводимой в форме определённой учебным планом по данной
специальности, который
утвержден директором ГАПОУ «Нефтегазоразведочный
техникум» г. Оренбурга Оренбургской области по специальности 210202 Бурение
нефтяных и газовых скважин
Цели фонда оценочных средств:
иметь практический опыт:
 проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных горно-геологических
условиях;
 контроля параметров буровых и тампонажных растворов;
 контроля технологических процессов бурения;
 предотвращения и ликвидации осложнений и аварийных ситуаций;
 подготовки скважин к ремонту;
 осуществления подземного ремонта скважин;
уметь:
 определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и
грунтов, осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;
 производить расчеты требуемых физических величин в соответствии с законами и
уравнениями термодинамики и теплопередачи;
 составлять геолого-технический наряд на бурение скважин;
 определять технологию проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных
горногеологических условиях;
 выбирать способы и средства контроля технологических процессов бурения;
 определять свойства буровых и тампонажных растворов;
 устранять осложнения и аварийные ситуации на скважине;
 оформлять необходимую техническую и технологическую документацию в соответствии
с действующими нормативными документами;
знать:
 строение и свойства материалов, их маркировку, методы исследования;
 классификацию материалов, металлов и сплавов; основы технологических методов
обработки материалов;
 основные понятия, законы и процессы термодинамики и теплопередачи;
 методы расчета термодинамических и тепловых процессов; классификацию,
особенности конструкции, действия и эксплуатации котельных установок, поршневых
двигателей внутреннего сгорания, газотурбинных и теплосиловых установок;
 способы и средства контроля технологических процессов бурения;
 руководящие нормативные и справочные материалы по профилю специальности; •
действующие стандарты и технические условия на разрабатываемую техническую
документацию, порядок ее оформления;
 технологию проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных горногеологических условиях;
 технологию промывки скважин;
 технику безопасности проведения буровых работ и меры экологической защиты
окружающей среды;
 методы предупреждения и ликвидации осложнений и аварий;
 методы и средства выполнения технических расчетов, графических и вычислительных
работ; контрольно-измерительную аппаратуру и правила пользования ею.
Результатом освоения профессионального модуля является овладение обучающимися
видом профессиональной деятельности (ВПД). Организация и проведение монтажа и
ремонта промышленного оборудования, в том числе профессиональными (ПК) и общими
(ОК) компетенциями
2. Результаты освоения профессионального модуля, подлежащие проверке
2.1. В результате аттестации по учебной дисциплине осуществляется комплексная
проверка следующих умений и знаний, а также динамика формирования общих
компетенций.
Код
Наименование результата обучения
ПК 1.1
Выбирать оптимальный вариант проводки глубоких и сверхглубоких скважин в
различных горно-геологических условиях.
ПК 1.2
Выбирать способы и средства контроля технологических процессов бурения.
ПК 1.3
Решать технические задачи по предотвращению и ликвидации осложнений и
аварийных ситуаций.
ПК 1.4
Проводить работы по подготовке скважин к ремонту; осуществлять подземный
ремонт скважин
ОК 1
Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии,
проявлять к ней устойчивый интерес
ОК 2
Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы
выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.
ОК 3
Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за них
ответственность.
ОК 4
Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для
эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и
личностного развития.
ОК 5
Использовать информационно-коммуникационные технологии в
профессиональной деятельности.
ОК 6
Работать в коллективе и команде, эффективно общаться с коллегами,
руководством, потребителями.
ОК 7
Брать на себя ответственность за работу членов команды (подчиненных),
результат выполнения заданий.
ОК 8
Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного развития,
заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение
квалификации.
ОК 9
Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной
деятельности.
ОК 10
Исполнять воинскую обязанность, в том числе с применением полученных
профессиональных знаний (для юношей).
Контроль обучающихся на соответствие их персональных достижений поэтапным
требованиям и оценка качества освоения основной профессиональной образовательной
программы осуществляется путем проведения следующих видов контроля:
- текущего контроля (в рамках данного контроля может осуществляться входной
контроль);
- промежуточная аттестация (итоговый контроль, завершающий этап изучения
дисциплины).
№
п/п
Наименование раздела
дисциплины
Текущий контроль
Методы текущего
контроля и оценки
результатов
МДК 01.01 Технология бурения нефтяных и газовых скважин
1
Раздел 1 Основы технологии
Устный опрос,
буровых работ
письменный опрос
(карточки заданий),
тестирование по темам
раздела, решение
2
Раздел 2 Способы и средства
ситуационных задач.
контроля технологических
Оценивание ЛПЗ.
процессов бурения
Контрольные и курсовые
работы.
3
Раздел 3 Технология
предотвращения и ликвидация
осложнений, аварийных ситуаций
при бурении нефтяных и газовых
скважин.
4
Раздел 4 Подготовка скважин к
ремонту осуществление
подземного и капитального
ремонта скважин.
Промежуточная
аттестация
Дифференцированный
зачёт
Содержание разделов МДК 01.01 Технология бурения нефтяных и газовых
скважин
Раздел 1 Основы технологии буровых.
Буровая скважина, её элементы. Классификация и назначение скважин. Конструкция
скважин. Классификация скважин по назначению. Основные операции процесса бурения
скважин, способы разрушения и удаления породы с забоя. Цикл строительства скважин,
классификация способов бурения. Понятия о физико-механических свойств горных пород.
Классификация горных пород по условиям образования. Виды деформации горных пород.
Прочность, твердость, абразивность, сплошность горных пород. Буримость горных пород.
Классификация горных пород по буримости. Образование нефти и нефтяной залежи,
поиск, разведка и разработка месторождений. Понятия о физико-механических свойств
горных пород. Классификация горных пород по условиям образования. Виды деформации
горных пород. Прочность, твердость, абразивность, сплошность горных пород. Буримость
горных пород. Классификация горных пород по буримости. Виды разрушений горных
пород при механических способах бурений. Влияние забойных факторов на механические
свойства горных пород. Разрушение горных пород при бурении скважин. Подбор
породоразрушающего инструмента для улучшения показателей бурения. Скорости
бурения (механическая, рейсовая, коммерческая). Баланс рабочего времени.
Подготовительные работы для бурения скважин. Оснащение буровой средствами малой
механизации, средствами безопасности. КИП, инструменты, запасные части, материалы.
Назначение буровой установки, функциональные схемы, параметры буровой установки.
Расположение оборудование при нормальных и сложных условиях бурения,
комплектность буровой установки. Особенности расположения оборудования и
привышечных сооружений на вечномерзлом грунте, в условиях сильной болотистости и
лесистости. Способы бурения скважин (роторное, турбинное). Способы бурения скважин
(электробурение, плазменное, термоядерное, гидромониторное). Колонковое бурение
скважин и новые способы разрушения горных пород. Выбор способы бурения. Подача
инструмента, привышечные сооружения. Управление буровыми установками,
вспомогательный привод. Талевый канат, оснастка талевой системы. Пульт бурильщика,
противозатаскиватель, вспомогательная лебедка.
Обвязка буровых насосов, узлы
нагнетательного манифольда. Штропы, элеваторы, клинья. Инструмент для свинчивания и
развинчивания бурильных и обсадных труб. Режим бурения скважин, общее положение.
Параметры режима бурения. Выбор способа бурения, проектирование режима бурения.
Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели.
Взаимосвязь между параметрами режима бурения. Особенности режима бурения
роторным способом. Особенности режима бурения турбинным способом. ГТН РТК
Разработка параметров режима бурения. Технический проект на бурение скважин. Наряд
на производство буровых работ. Особенности режима бурения алмазными долотами.
Подача инструмента и выбор долот для различных условий бурений. Индикатор массы,
веса ГИВ-6 Чтение индикаторных диаграмм. Контроль за другими параметрами режима
бурения, станции и пульты контроля. Механическая подача долота в бурении Принцип
действия и устройства турбобуров. Конструкции турбобуров. Характеристика турбобуров
Винтовые забойные двигатели Электробуры. Устройство. Эксплуатация Турбобуры их
типы. Конструкции турбобуров Нагрузка на пяту турбобура. Регулировка люфта Правила
эксплуатации турбобуров. Особенности бурения винтовыми забойными двигателями.
Раздел 2 Способы и средства контроля технологических процессов бурения.
Основные закономерности разрушения горных пород при бурении скважин.
Породоразрушающий инструмент. Классификация. Долота лопастные, область
применения. Долота алмазные. Область применения. Долота шарошечные.
Классификация шарошечных долот. Буровые коронки, буровые головки. Керноприемные
устройства. Долота для специальных целей. Технико-экономические показатели, выбор
рациональных типов долот. Технические характеристики на породоразрушающий
инструмент зарубежного производства. Нормы износа и рабочие допуски на
породоразрушающий инструмент. Кодирование износа шарошечных долот Оборудование
и инструменты, используемые при сборке и разборке КНБК, наращивании бурильной
колонны. Основные положения, которые необходимо соблюдать при СПО. Требование
безопасности к эксплуатации тормозной системы и элеваторов. Последовательность
операций по сборке компоновки, при СПО и наращивании бурильной колонны
Эксплуатация и техническое обслуживание механизмов для производства СПО
Конструкция скважины. Типы обсадных труб, обсадные колонны. Устройства и
приспособления для оснащения обсадных колонн. Подготовка скважины, труб,
оборудования к спуску обсадных колонн. Спуск обсадных колонн в скважину.
Маркировка, испытание, замер труб, техника безопасности при спуске ОК. Цели и методы
цементирования скважины. Виды тампонажных цементов, хим. реагенты. Оборудование
для цементирования скважин. Подготовительные работы для цементирования скважины.
Технология цементирования скважины. Условия получения качественного цемента в
скважине. Заключительные работы и проверка результатов цементирования. Технология
установки цементных мостов
Цементирование под давлением Цементирование
«Хвостовиков» Схема превенторной установки Монтаж и эксплуатация ПВО Действия
буровой бригады при ГНВП Искусственное ориентирование скважин. Ориентирование
отклонителей Бурение наклонно-направленных и горизонтальных стволов Многорядное и
многозабойное бурение Кустовое бурение. Метода расположения устья скважин. Буровые
установки для кустового бурения Забойное ориентирование отклонителей
Ориентирование отклонителей Виды телеметрических систем бурения Назначение
промывки скважины. Схемы промывки. Глинистый раствор как колоидно-суспензионная
системы. Виды промывочной жидкости. Основные параметры глинистых растворов. КИП.
Химическая обработка промывочных жидкостей. Приготовление промывочной жидкости.
Очистка промывочной жидкости. Циркуляционная система буровой установки. Форма
организации глинохозяйства, правила безопасности при работе с промывочными
жидкостями. Промывочные жидкости, классификация, назначение функций. Химические
реагенты, классификация, свойства, назначение. Химическая обработка глинистых
растворов. Эмульсионные глинистые растворы. Промывочные жидкости, обработанные
ПАВ. Утяжеленные буровые растворы, утяжелители, классификация, регенерация.
Технология применения буровых растворов. Технология приготовления химических
реагентов. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. Растворы на нефтяной
основе.
Раздел 3 Технология предотвращения и ликвидация осложнений, аварийных
ситуаций при бурении нефтяных и газовых скважин.
Назначение и конструкции бурильной колонны. Основные вспомогательные
элементы. Элементы технологической оснастки бурильной колонны. Типы и
характеристики резьб. Типы, конструкция, характеристики, условные обозначения
основных элементов бурильной колонны. Соединительные замки, утяжеленные
бурильные трубы. Типы, конструкция, характеристики и условные обозначения
вспомогательных элементов бурильной колонны. Изгиб и устойчивость бурильной
колонны. Условия работы бурильной колонны при роторном способе бурения. Условия
работы бурильной колонны при бурении забойным двигателем. Комплектование
бурильной колонны при роторном и турбинном бурении. Эксплуатация бурильных труб
Основные причины осложнений Осложнения, вызывающие нарушения целостности
стенок скважины. Поглощение бурового раствора, предупреждение и борьба. ГНВП,
предупреждение и борьба с ним. Признаки ГНВП (первичные, косвенные) Действия
буровой бригады при ГНВП. Меры по предупреждению ГНВП при бурении СПО.
Оборудование и инструмент для ликвидации открытых фонтанов. Особенности проводки
скважины в условии сероводородной агрессии и многолетнемерзлых породах.
Классификация,
диагностика
прихватов.
Определение
границы
прихватов.
Предупреждение прихватов. Ликвидация прихватов. Общее положение об авариях
Основные виды аварий Аварии с долотами Аварии с бурильными трубами Срыв, размыв
резьбы, полет инструментов. Прихват инструмента. Ликвидация прихвата инструмента.
Ликвидация аварий с обсадными колоннами.
Ликвидация прочих аварий.
Предупреждение аварий с бурильными колоннами. Предупреждение аварий при
креплении скважин. Предупреждение аварий с забойными двигателями. Предупреждение
аварий с долотами. Общее положение по эксплуатации ловильного инструмента.
Ловители с промывкой. Метчик, колокол. Центрирующие приспособления, труболовки.
Фрезеры, магниты. Устройства для ликвидации прихватов, торпеды. Обводные крючки,
ерши, отклонители, печать. Труборезки, прихваты определители Природа поглощений.
Предупреждение поглощения. Тампонажные смеси для изоляции поглощения. Пакеры для
исследования и изоляции зон поглощения.
Раздел 4 Подготовка скважин к ремонту осуществление подземного и
капитального ремонта скважин.
Вскрытие продуктивных горизонтов. Опробование и испытание продуктивных
горизонтов. Вскрытие продуктивных горизонтов с повышенным давлением. Вскрытие
продуктивных горизонтов с пониженным давлением. Испытатель пластов, назначение
конструкции, принцип работы. Вскрытие продуктивных горизонтов после спуска и
цементирования эксплуатационной колонны. Методика опробования скважины после
спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Методы перфорации скважины.
Освоение продуктивных горизонтов, после спуска эксплуатационной колонны. Испытание
продуктивных горизонтов, после спуска эксплуатационной колонны. Методы освоения
скважин Конструкция наземного оборудования газовой скважины. Эксплуатация
нефтяной скважины. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Влияние
промывочной жидкости на качество жидкости продуктивного пласта Применение ПАВ
при вскрытии продуктивного пласта Методы вхождения в продуктивную залежь
Вскрытие продуктивных пластов с низким коэффициентом аномальности пластового
давления. Методы возбуждения притоков нефти и газа.
Геофизические методы
исследования. Меры безопасности при вскрытии продуктивных горизонтов.
Конструкция подземного оборудования газовой скважины. Экологическая безопасность и
техника безопасности при освоении и испытании скважин Вскрытие объектов с
аномально высоким пластовым давлением. Установка цементных мостов. Назначение
ликвидации и консервации скважин Подготовка и проведение геофизического
исследования в скважине. Необходимость бурения в зоне шельфа и акватории морей и
океанов. Стационарные и плавучие основания. Особенности расположения бурового
оборудования, конструкции скважин, технологии бурения. Основные направления НТП в
разведочном бурении. Совершенствование существующей техники и технологии бурения
скважин. Оптимизация процесса бурения. Автоматическое управление процессом
бурения. Зарезка и бурение второго стола. Значение и область применения Выбор места
для вскрытия «Окна». Подготовка скважины к спуску отклонителя Направленный спуск
отклонителя. Вскрытие «Окна» в колоне Параметры режима бурения второго ствола
Промывочные жидкости и геофизические исследования во время бурения второго ствола
Крепление скважины. Цементирование Освоение скважины после зарезки второго ствола.
Цели, методы, способы отбора керна Технология отбора керна Керноотборочные снаряды
Интервалы, режимы отбора керна Колонковый снаряд «Недра», характеристики
конструкции Буровые коронки, буровые головки, кернорватели. Классификация
ремонтных работ скважин Капитальный текущий ремонт скважин Общая характеристика
вида КРС Устройства подъемных и насосных агрегатах Глушения скважин, жидкости
глушения Расчет требуемой плотности и необходимого количества жидкости глушения
Монтаж передвижного агрегата, расстановка оборудования, монтаж мачты Виды
ремонтно-изоляционных работ Виды работ по устранению негерметичности,
тампонирования Кислотная обработка скважин Перфорация. Прострелочно-взрывные
работы Ловильные работы Прямая, обратная, комбинированная промывка скважины
Геофизические и гидродинамические метода исследования скважин Оборудование устья
скважинразведочных скважин после КРС.
Текущий контроль
Текущий контроль предназначен для проверки качества усвоения материала по
изученной теме, стимулирования своевременной учебной работы студентов и получения
обратной связи для планирования и осуществления корректирующих и предупреждающих
действий, а также, при необходимости, и коррекции методики проведения занятий.
Текущий контроль проводится в форме: устного и письменного опроса;
оценивания лабораторных и практических занятий, выполнение тестов.
Объектом оценки при текущем контроле могут выступать:
- письменные и устные ответы обучающихся;
- лабораторные и практические занятия;
- доклады, рефераты; сообщения.
Результаты текущего контроля оцениваются по стандартной шкале: отлично,
хорошо, удовлетворительно, неудовлетворительно и регистрируются в журнале учета
теоретического обучения (в журнале производственного обучения - при наличии).
Положительная оценка («3», «4», «5») выставляется, когда студент показал
владение основным программным материалом. Оценка «5» выставляется при условии
безупречного ответа либо при наличии 1-2 мелких погрешностей, «4» - при наличии 1-2
недочетов. Неудовлетворительная оценка («1», «2») выставляется в том случае, когда
студент показал неусвоение основного программного материала.
При оценке знаний необходимо учитывать основные качественные характеристики
овладения учебным материалом: имеющиеся у студентов фактические знания и умения,
их полноту, прочность, умение применять на практике в различных ситуациях, владение
терминологией и специфическими способами обозначения и записи.
Результат оценки зависит от наличия и характера погрешностей, допущенных при
устном ответе или в письменной работе. Среди погрешностей можно выделить ошибки,
недочеты и мелкие погрешности.
Погрешность считается ошибкой, если она свидетельствует о том, что студент не
овладел основными знаниями и умениями и их применением.
К недочетам относятся погрешности, свидетельствующие о недостаточно прочном
усвоении основных знаний и умений или отсутствии знаний, которые в соответствии с
программой не считаются основными. Недочетом также считается погрешность, которая
могла бы расцениваться как ошибка, но допущена в одних случаях и не допущена в
других аналогичных случаях. К недочетам относятся погрешности, объясняемые
рассеянностью или недосмотром, небрежная запись.
К мелким погрешностям относятся погрешности в устной и письменной речи, не
искажающие смысла ответа или решения, случайные описки и т.п.
Вопрос об отнесении погрешности к ошибкам, недочетам или мелким
погрешностям решается преподавателем в соответствии с требованиями к усвоению
материала на данном этапе обучения.
Если одна и та же ошибка (недочет) встречается несколько раз, то это
рассматривается как одна ошибка (один недочет). Зачеркивания и исправления ошибкой
считать не следует.
Промежуточная аттестация
Итоговый контроль обучающихся на соответствие их персональных достижений
поэтапным требованиям соответствующей ОПОП СПО
МДК.01 «ТЕХНОЛОГИЯ
БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
Экзаменационный материал представлен в приложении.
Контроль и оценка результатов освоения МДК.01.01 «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
Формы и
Результаты
Основные показатели оценки
методы
(освоенные профессиональные
результата
контроля и
компетенции)
оценки
ПК 1.1.
- демонстрация умения
Текущий
Выбирать оптимальный вариант
организации монтажных и
контроль в
проводки глубоких и
ремонтных работ, связанных с
форме:
сверхглубоких скважин в
применением грузоподъемных
- защиты
различных горно-геологических
механизмов
лабораторных и
условиях.
практических
занятий;
- тестирования.
ПК 1.2.
- демонстрация умения
Выбирать способы и средства
использования контрольноконтроля технологических
измерительных приборов.
Комплексный
процессов бурения.
экзамен
по
ПК 1.3.
- демонстрация навыков
профессионально
Решать технические задачи по
пусконаладочных работ после
му модулю.
предотвращению и ликвидации
ремонта и монтажа;
осложнений и аварийных
- демонстрация навыков
Защита курсового
ситуаций.
испытания промышленного
проекта.
оборудования после ремонта и
монтажа.
ПК 1.4.
- изложение методов
Проводить работы по подготовке восстановления деталей;
скважин к ремонту; осуществлять - демонстрация навыков
подземный ремонт скважин
изготовления деталей.
Формы и методы контроля и оценки результатов обучения должны позволять
проверять у обучающихся не только сформированность профессиональных компетенций,
но и развитие общих компетенций и обеспечивающих их умений.
Результаты
(освоенные общие
компетенции)
Основные показатели
оценки результата
Формы и методы
контроля и оценки
ОК 1.
Понимать сущность и
социальную значимость своей
будущей профессии, проявлять к
ней устойчивый интерес.
- демонстрация интереса к
будущей профессии.
ОК 2.
Организовывать собственную
деятельность, выбирать типовые
методы и способы выполнения
профессиональных задач,
оценивать их эффективность и
качество.
ОК 3.
Принимать решения в
стандартных и нестандартных
ситуациях и нести за них
ответственность.
- обоснование выбора и
применения методов и
способов решения
профессиональных задач при
монтаже и ремонте
промышленного
оборудования
- оценка эффективности и
качества выполнения
профессиональных задач.
- демонстрация способности
принимать решения в
стандартных и нестандартных
ситуациях и нести за них
ответственность.
Наблюдение и
экспертная оценка:
- на практических и
лабораторных
занятиях;
- при выполнении
работ по учебной и
производственной
практике,
- на экзаменах и ИГА.
Создание
профессионального
портфолио
(накопление грамот,
дипломов,
свидетельств,
сертификатов, видео
и фотоматериалов).
Экспертное
наблюдение и оценка
на практических и
лабораторных
занятиях,
при
выполнении работ по
учебной
и
производственной
практике.
ОК 4.
Осуществлять поиск и
использование информации,
необходимой для эффективного
выполнения профессиональных
задач, профессионального и
личностного развития.
- нахождение и
использование информации
для эффективного
выполнения
профессиональных задач,
профессионального и
личностного развития.
- использование различных
информационных источников
ОК 5.
Использовать информационнокоммуникационные технологии в
- демонстрация навыков
использования
информационно-
Экспертное
наблюдение
при
выполнении работ по
производственной
практике на реальных
производственных
объектах.
Экспертная оценка:
- на практических и
лабораторных
занятиях;
- при выполнении
работ по учебной и
производственной
практике;
- при выполнении
самостоятельной
работы.
Экспертное
наблюдение:
- при выполнении
профессиональной деятельности.
коммуникационные
технологии в
профессиональной
деятельности.
ОК 6.
Работать в коллективе и команде,
эффективно общаться с
коллегами, руководством,
потребителями.
ОК 7.
Брать на себя ответственность за
работу членов команды
(подчиненных), результат
выполнения заданий.
- взаимодействие с
обучающимися,
преподавателями и мастерами
в ходе обучения.
ОК 8.
Самостоятельно определять
задачи профессионального и
личностного развития,
заниматься самообразованием,
осознанно планировать
повышение квалификации.
- проявление ответственности
за работу членов команды
- самоанализ и коррекция
результатов собственной
деятельности
- стремление обучающегося к
повышению личностного и
квалификационного уровня
- организация
самостоятельной работы при
изучении учебного материала
ОК 9.
Ориентироваться в условиях
частой смены технологий в
профессиональной деятельности.
- проявление интереса
инновациям в области
профессиональной
деятельности.
ОК 10.
Исполнять воинскую
обязанность, в том числе с
применением полученных
профессиональных знаний (для
юношей).
- демонстрация готовности к
исполнению воинской
обязанности.
практических
и
лабораторных работ;
- при выполнении
самостоятельной
работы.
Экспертное
наблюдение
за
деятельностью
обучающегося
в
процессе обучения.
Наблюдение
за
деятельностью
обучающегося
в
процессе выполнения
лабораторных
и
практических работ.
Экспертная оценка:
- при проведении
практических
и
лабораторных
занятий;
при выполнении
работ по учебной и
производственной
практике;
- при выполнении
самостоятельной
работы.
Экспертная
оценка
при
выполнении
работ по учебной и
производственной
практике.
Экспертное
наблюдение и оценка
при
выполнении
практических работ
по основам воинской
службы во время
военных сборов.
Примерный перечень оценочных средств
№
п/п
1
1
Наименование
оценочного
средства
2
Деловая и/или
ролевая игра
2
Кейс-задача
3
Зачет
4
Контрольная
работа
5
Круглый стол,
дискуссия,
полемика, диспут,
дебаты
6
Портфолио
Краткая характеристика оценочного
средства
3
Совместная деятельность группы
обучающихся и преподавателя
под управлением преподавателя с
целью решения учебных и
профессиональноориентированных задач путем
игрового моделирования реальной
проблемной ситуации. Позволяет
оценивать умение анализировать
и
решать
типичные
профессиональные задачи.
Проблемное задание, в котором
обучающемуся
предлагают
осмыслить
реальную
профессиональноориентированную
ситуацию,
необходимую
для
решения
данной проблемы.
Средство контроля усвоения
учебного материала темы, раздела
или
разделов
дисциплины,
организованное
как
учебное
занятие в виде собеседования
преподавателя с обучающимися.
Средство
проверки
умений
применять полученные знания для
решения задач определенного
типа по теме или разделу
Оценочные
средства,
позволяющие
включить
обучающихся
в
процесс
обсуждения спорного вопроса,
проблемы и оценить их умение
аргументировать
собственную
точку зрения.
Целевая подборка работ студента,
раскрывающая
его
индивидуальные образовательные
достижения
в
одной
или
нескольких
учебных
дисциплинах.
Представление
оценочного средства в
фонде
4
Тема (проблема),
концепция, роли и
ожидаемый результат по
каждой игре
Задания для решения
кейс-задачи
Вопросы по
темам/разделам
дисциплины
Комплект контрольных
заданий по вариантам
Перечень дискуссионных
тем для проведения
круглого стола,
дискуссии, полемики,
диспута, дебатов
Структура портфолио
Приложение 1
Оформление комплекта контрольно-оценочных заданий квалификационного
экзамена
Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
Рассмотрено на заседании
МК преподавателей
общепрофессиональных, профессиональных
циклов и мастеров
производственного обучения
Протокол № ___ от «__» _________ 2016
Председатель МК ________/Бусловская Е.С./
Методист_______________/Маслова Н.Б./
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УПР
____________/Рогов А.В./
« »__________ 2016 г
КОМПЛЕКТ КОНТРОЛЬНО-ОЦЕНОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОСВОЕНИЯ МОДУЛЯ
______________________________
(наименование модуля)
__________________________________________
(код и наименование специальности)
___________________________________________
(уровень подготовки)
Оренбург 20__
Назначение:
КОС предназначены для контроля и оценки результатов освоения профессионального
модуля «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
по программе подготовки квалифицированных рабочих, служащих (ППКРС)« «Бурение
нефтяных и газовых скважин»
код профессии 21.02.02.
Профессиональные компетенции:
ПК 1.1. Выбирать оптимальный вариант проводки глубоких и сверхглубоких
скважин в различных горно-геологических условиях.
ПК 1.2. Выбирать способы и средства контроля технологических процессов
бурения.
ПК 1.3. Решать технические задачи по предотвращению и ликвидации осложнений
и аварийных ситуаций.
ПК 1.4. Проводить работы по подготовке скважин к ремонту; осуществлять
подземный ремонт скважи
Общие компетенции:
ОК.1
ОК.2
ОК.3
ОК.4
ОК.5
ОК.6
ОК.7
ОК.8
ОК.9
ОК.10
Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии,
проявлять к ней устойчивый интерес
Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и
способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность
и качество.
Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за
них ответственность.
Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для
эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и
личностного развития.
Использовать информационно-коммуникационные технологии в
профессиональной деятельности.
Работать в коллективе и команде, эффективно общаться с коллегами,
руководством, потребителями.
Брать на себя ответственность за работу членов команды (подчиненных),
результат выполнения заданий.
Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного
развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение
квалификации.
Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной
деятельности.
Исполнять воинскую обязанность, в том числе с применением полученных
профессиональных знаний (для юношей).
ПАКЕТ ЭКЗАМЕНАТОРА
Группа: № 19
Дата проведения: 19.01.2016 г.
Наименование ПМ 01 «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН»
УСЛОВИЯ
Количество вариантов задания экзаменующихся- 29
Время выполнения задания – 45 минут.
Оборудование:
Бумага, шариковая ручка, персональный компьютер
Литература для студента:
Учебники:
Методические пособия: Плакаты
Справочная литература.
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ
Подготовленный продукт:
С целью овладения указанным видом профессиональной деятельности и
соответствующими профессиональными компетенциями обучающийся в результате
изучения профессионального модуля должен:
В результате изучения профессионального модуля «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
иметь практический опыт:
 проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных горно-геологических
условиях;
 контроля параметров буровых и тампонажных растворов;
 контроля технологических процессов бурения;
 предотвращения и ликвидации осложнений и аварийных ситуаций;
 подготовки скважин к ремонту;
 осуществления подземного ремонта скважин;
уметь:
 определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и
грунтов, осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;
 производить расчеты требуемых физических величин в соответствии с законами и
уравнениями термодинамики и теплопередачи;
 составлять геолого-технический наряд на бурение скважин;
 определять технологию проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных
горногеологических условиях;
 выбирать способы и средства контроля технологических процессов бурения;
 определять свойства буровых и тампонажных растворов;
 устранять осложнения и аварийные ситуации на скважине;
 оформлять необходимую техническую и технологическую документацию в соответствии
с действующими нормативными документами;
знать:
 строение и свойства материалов, их маркировку, методы исследования;
 классификацию материалов, металлов и сплавов; основы технологических методов
обработки материалов;
 основные понятия, законы и процессы термодинамики и теплопередачи;
 методы расчета термодинамических и тепловых процессов; классификацию,
особенности конструкции, действия и эксплуатации котельных установок, поршневых
двигателей внутреннего сгорания, газотурбинных и теплосиловых установок;
 способы и средства контроля технологических процессов бурения;
 руководящие нормативные и справочные материалы по профилю специальности;
 действующие стандарты и технические условия на разрабатываемую техническую
документацию, порядок ее оформления;
 технологию проводки глубоких и сверхглубоких скважин в различных горногеологических условиях;
 технологию промывки скважин;
 технику безопасности проведения буровых работ и меры экологической защиты
окружающей среды;
 методы предупреждения и ликвидации осложнений и аварий;
 методы и средства выполнения технических расчетов, графических и вычислительных
работ;
 контрольно-измерительную аппаратуру и правила пользования ею.
Экзаменационная ведомость
квалификационного экзамена по МДК.01.01 «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
Дата проведения: 19.01.2016 г.
Группа: 19
Время начала экзамена:9:00
Время окончания экзамена:15:00
№
Ф.И.О.
п/п студента
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Теоретическая
часть
МДК
УП
ПП
ПК
ПК
ПК
ПК
Итог
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Экзаменаторы:
Кобылкин Д.С.
____________
Филлипов С.М. ___________
Критерии оценки результатов освоения
профессионального модуля МДК 01.01 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Этапы проведения экзамена
1. Правильный ответ на первый
теоретический вопрос
баллы
25
2. Правильный ответ на второй теоретический
вопрос
25
3. Правильный ответ на третий теоретический
вопрос
25
4. Практико- ориентированные вопросы
25
Итого:
100
замечания
Приложение 2
Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
Рассмотрено на заседании
МК преподавателей
общепрофессиональных, профессиональных
циклов и мастеров
производственного обучения
Протокол № ___ от «__» _________ 2015
Председатель МК ________/Бусловская Е.С./
Методист_______________/Маслова Н.Б./
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УПР
____________/Рогов А.В./
« »__________ 2016 г
Специальность: 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин
Дисциплина: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Комплект экзаменационных билетов
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №1
1)Рассчитать механическую скорость бурения, если за сутки пробурено 144 м.
2)Буровая скважина и ее элементы.
3)Последовательность операций при сборке КНБК, СПО и наращивании инструмента.
4)Осложнения при бурении скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №2
1)Рассчитать гидростатическое давление на пласт, если плотность бурового раствора 1,26
г/см3 при глубине скважины 1000 м.
2)Классификация и назначение скважин.
3)Типы обсадных труб, обсадные колонны.
4)Осложнения, вызванные нарушением целостности ствола скважины.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №3
1)Рассчитать плотность бурового раствора если глубина 1000 м, давление на пласт 126
атмосфер.
2)Конструкция скважины.
3)Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн.
4)Поглощение буровых растворов, предупреждение и борьба с ним.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №4
1)Рассчитать глубину скважины, если плотность бурового раствора 1,26 г/см3 , давление
гидростатическое столба жидкости 126 атмосфер.
2)Цикл строительства скважины.
3)Подготовка скважины, труб, оборудования к спуску обсадных колонн.
4)ГНВП, предупреждение и борьба с ним.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №5
1)Рассчитать противодавление на пласт с 10% запасом, при глубине скважины 1000 м, и
плотностью бурового раствора 1,26 г/см3 .
2)Классификация способов бурения скважин.
3)Спуск обсадных колонн.
4)Прихваты колонны труб, предупреждение и ликвидация прихватов.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №6
1)Указать переферийный венец на долоте.
2)Физико-механические свойства горных пород.
3)Цели и методы цементирования скважины.
4)Аварии при бурении скважин, их классификации.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №7
1)Замерить плотность бурового раствора.
2)Буримость горных пород, классификация по буримости.
3)Виды тампонажных цементов, химические реагенты для цементирования скважин.
4)Аварии с долотами при бурении скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №8
1)Замерить вязкость бурового раствора.
2)Виды разрушений горных пород при механическом способе бурения.
3)ПЗР при цементировании скважин.
4)Аварии с бурильными трубами при бурении скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №9
1)Замерить водоотдачу бурового раствора
2)Скорости бурения (механическая, рейсовая, коммерческая).
3)Технология цементирования скважин.
4)Аварии при креплении скважин.
.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №10
1)Указать 4-х интервальный профиль на схеме.
2)Баланс рабочего времени при бурении скважин.
3)Заключительные работы и проверка результатов цементирования.
4)Ловильный инструмент для ликвидации аварий в бурении.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №11
1)Указать 5-ти интервальный профиль на схеме.
2)Подготовительные работы для бурения скважины.
3)Рекомендации по предупреждению осложнений при цементировании скважины.
4)Вскрытие продуктивных горизонтов при бурении скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №12
1) Указать 3-х интервальный профиль на схеме.
2)Способы бурения скважины.
3)Технология установки цементных мостов.
4)Испытание пластов во время бурения скважин.
.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №13
1) Указать 2-х интервальный профиль на схеме.
2)Режим бурения скважин и его параметры.
3)Цементирование скважин под давлением.
4)Вскрытие продуктивных горизонтов после спуска и цементирования эксплуатационных
колонн.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №14
1)Указать на диаграмме ГИВ-6 нагрузку на долото.
2)Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели
урения.
3)Цементирование «хвостовиков».
4)ГФР, методы перфорации скважины.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №15
1)Указать на диаграмме ГИВ-6 время затраченное на бурение.
2)Взаимосвязь между параметрами режима бурения.
3)Герметизация устья скважины.
4)Методы освоения скважины.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №16
1)Указать на диаграмме ГИВ-6 время затраченное на СПО.
2)Особенности режима бурения роторным и турбинным способом бурения.
3)Действия буровой бригады при ГНВП.
4)НКТ, конструкция наземного и подземного оборудования скважины.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №17
1)Прочитать конструкцию скважины по графическому изображению (А)
2)ГТН – геолого-технический наряд.
3)Наклонно-направленное бурение, типы траекторий скважин.
4)Интенсификация скважин, кислотная обработка скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №18
1) Прочитать конструкцию скважины по графическому изображению (Б)
2)Технологический проект на бурение скважин.
3)Меры предупреждения искривления скважин.
4)Ликвидация и консервация скважин.
.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №19
1) Прочитать конструкцию скважины по графическому изображению (В)
2)Погружение долота и подача инструмента при бурении скважин.
3)Бурение наклонно-направленных и горизонтальных стволов.
4)Особенности бурения скважин на море.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №20
1)Изобразить схематично талевую оснастку 4х5.
2)Контроль за параметрами режима бурения.
3)Искусственное ориентирование скважины, ориентирование отклонителей.
4)Бурение шахтных стволов.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №21
1) Изобразить схематично талевую оснастку 5х6.
2)Гидравлический индикатор веса ГИВ-6.
3)Кустовое бурение скважин.
4)Зарезка и бурение 2 ствола наклонно-направленного профиля в обсаженной скважине.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №22
1) Изобразить схематично талевую оснастку 6х7.
2)Чтение индикаторных диаграмм.
3)Назначение промывки скважины, глинистые растворы как коллоидно-суспензионная
система.
4)Строительство скважин с использованием установки с гибкой трубой «Койлтюбинг».
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №23
1)Решить билет по охране труда на ПК.
2)Принцип действия и конструкция турбобура.
3)Основные параметры буровых растворов.
4)Бурение с отбором керна.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №24
1) Решить билет по охране труда на ПК.
2)Винтовые забойные двигатели.
3)Химическая обработка промывочных жидкостей.
4)Бурильные головки, коронки, керноотборочный снаряд.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №25
1) Решить билет по охране труда на ПК.
2)Особенности бурения ВЗД.
3)Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов.
4)Бурение гидрогеологических скважин.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №26
1)Рассчитать нагрузку на долото при роторной компоновке, где длина УБТ 100 м., вес
одного погонного метра УБТ равен 156 кг.
2)Классификация породоразрушающего инструмента.
3)Химические реагенты для обработки буровых растворов: классификация, свойства,
назначение.
4)Классификация ремонтных работ в скважине.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №27
1)Показать принцип действия лепесткового кернорвателя .
2)Шарошечные долота.
3)Утяжеление бурового раствора, утяжелители, их классификация и регенерация.
4)Глушение скважин, жидкости глушения.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №28
1) Показать принцип действия цангового кернорвателя .
2)Лопастные долота.
3)Бурильные трубы, назначение и конструкция бурильных колонн.
4)Оборудование устья скважин после бурения.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №29
1)Показать принцип действия колокола.
2)Алмазные долота.
3)Элементы технологической оснастки бурильной колонны.
4)Капитальный и подземный ремонт скважины.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №30
1) Показать принцип действия метчика.
2)Долота для специальных целей.
3)УБТ, ЛБТ.
4)Освоение эксплуатационных скважин и испытание разведочных сква
Приложение 3
Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
Рассмотрено на заседании
МК преподавателей
общепрофессиональных, профессиональных
циклов и мастеров
производственного обучения
Протокол № ___ от «__» _________ 2015
Председатель МК ________/Бусловская Е.С./
Методист_______________/Маслова Н.Б./
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УПР
____________/Рогов А.В./
« »__________ 2015 г
Специальность: 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин
Курсовой проект по заканчиванию скважины.
Рассчитать равнопрочную эксплуатационной колонны.
Исходные данные
Вариант№
1
L
Н
h
γж
γц
γв
γр
РплL
ø
м
м
м
кГ/см²
кГ/см²
кГ/см²
кГ/см²
кГ/см²
мм
2750
950
1600
0.85
1.85
1.0
1.35
350
146
Объем сложен устойчивыми породами. Мощность эксплуатационного объекта 300 м в
интервале 2700-3000.
Коэффициент разгрузки цементного кольца.
Ø мм
к
114.3÷177.8
193.5÷244.5
273÷323.7
>340
0.25
0.3
0.35
0.4
Выбираем расчетную схему положения уровней жидкости в скважине на начало
эксплуатации и на конец эксплуатации (рис №1).
L- глубина спуска колонны (м).
Н- глубина снижения уровня жидкости (нефти) в колонне (м).
h- высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве от устья (м).
z- точка измерения давлений (м).
Рпл.L- пластовое давление на глубине L (кГ/см²).
1. Определение внутренних давлений.
А) В период ввода скважину в эксплуатацию:
Pвнz  РплL  0.1 *  ж * ( L  z )
при z=0
Pвнz  РплL  0.1 *  ж * L  350  0.1 * 0.85 * 2750  116 кГ / см 2  11,6МПа
при z=h
Pвнh  РплL  0.1 *  ж * ( L  h)  350  0.1 * 0.85(2750  1600 )  225 кГ / см 2  25,2МПа
при z=L
PвнL  РплL  0.1 *  ж  350  0.1 * 0.85  350 кГ / см 2  35МПа
Б) По окончанию эксплуатации:
Pвнz  0.1 *  ж ( z  H )
при z=0÷H
Pвну  Рвн.н  0
при z=h
Pвнh  0.1 *  ж (h  H )  0.1 * 0.85(1600  950 )  55,2кГ / см 2  5,52 МПа
при z=L
PвнL  0.1 *  ж ( L  H )  0.1 * 0.85(2750  950 )  152 кГ / см 2  15,3МПа
2.Определение наружных давлений.
А) В период вода скважины в эксплуатацию для не зацементированной части.
Pня  0.1 *  р * z
при z=0
Рну  0
при z=h
Pнh  0.1 *  р * z  0.1 * 1.35 * 1600  216 кГ / см 2  21,6МПа
Для зацементированной части:




Pнз  0.1 ( р * h   ц ( z  h) * (1  к )  к * Рвнz
при z=h
Pнh  0.1 ( р * h   ц (h  h) * (1  к )  к * Рвнz  0.11.35 * 1600  1.85(1600  1600 ) * (1  0.25) 
 0.25 * 252  225 кГ / см 2  22,5МПа
при z=L


PнL  0.1 ( р * h   ц ( L  h) * (1  к )  к * Рвнz 
 0.11.35 * 1600  1.85(2750  1600 ) * (1  0.25)  0.25 * 350  410 кГ / см 2  41МПа
Б) По окончанию эксплуатации для не зацементированной части :
Pнz  0.1 *  р * z
при z=0÷Н
Pну  0
при z=h
Pнh  0.1 *  р * h  0.1 * 1.35 * 1600  216 кГ / см 2  21,6МПа
Для зацементированной части:




Pнз  0.1  р * h   ц ( z  h) * (1  k )  k * Pвнz
при z=h
Pнз  0.1  р * h   ц (h  h) * (1  k )  k * Pвнz  0.11.35 * 1600  1.85(1600  1600 ) * (1  0.25) 
 0.25 * 225  218 кГ / см 2  21,8МПа
ри z=L


Pнз  0.1  р * h   ц ( L  h) * (1  k )  k * Pвнz  0.11.35 * 1600  1.85(2750  1600 ) * (1  0.25) 
 0.25 * 153  360 кГ / см 2  36 МПа
3.Определение избыточного наружного давления.
Расчет ведется на период окончания эксплуатации скважины т.е когда внутреннее
давление минимально.
Pниz  Рнz  Рвнz
А) Для не зацементированной части:

Pниz  0.1  р * z   ж ( z  Н )
при z=0

п
Pниу  0
при z=H


PниН  0.1  р * z   ж ( Н  Н )  0.11.35 * 950  0.85(950  950 )  128 кГ / см 2  12,8МПа
При z=h


Pниh  0.1  р * h   ж (h  Н )  0.11.35 * 1600  0.85(1600  950 )  160 кГ / см 2  16 МПа
Б)Для зацементированной части:




Pниz  0.1  р * h   ц ( z  h)   ж ( z  H ) * (1  k )
при z=h
Pниh  0.1  р * h   ц (h  h)   ж (h  H ) * (1  k ) 
 0.11.35 * 1600  1.85(1600  950 )  0.85(1600  950 ) * (1  0.25)  120 кГ / см 2  12 МПа
при z=L


PниL  0.1  р * h   ц ( L  h)   ж ( L  H ) * (1  k ) 
 0.11.35 * 1600  1.85(2750  1600 )  0.85(2750  950  * (1  0.25)  207 кГ / см 2  20,7 МПа
4. Определение избыточного внутренних давлений.
Определяем для периода когда внутреннее максимальное.
Pвн.изz  Pвнz  Рнz
Внутреннее давление на устье скважины при вводе ее в эксплуатацию.
Pвн. у  139 .2кГ / см 2
По этому колонна должна опресовываться на 10% больше внутреннего давления.
А) Для не зацементированной части:




Pвн.из  1.1 * Рвн. у  0.1  в * z   р * z
при z=0
Pвн.изz  1.1 * Рвн. у  0.1  в * z   р * z  1.1 * 145  0.11 * 0  1.35 * 0  159,5кГ / см 2  15,95МПа
при z=h
Pвн.изh  1.1* Рвн. у  0.1  в * h   р * h   1.1*145  0.11*1600  1.35*1600  
 103,5кГ / см 2  10,35МПа
Б) Для зацементированной части:


Рвн.изz  1.1 * Р у  0.1  р * h   ц * ( z  h)  0.1 *  в * z * (1  к )
при z=h
Рвн.изh  1.1* Ру  0.1  р * h   ц *( h  h)  0.1*  в * h  *(1  к ) 
 1.1*145  0.11.35*1600  1.85(1600  1600)  0.1*1*1600 *(1  0.25)  54, 4кГ / см 2 
 5, 44 МПа
при z=L


Рвн.изL  1.1 * Ру  0.1  р * h   ц * ( L  h)  0.1 *  в * L * (1  к ) 
 1.1 * 145  0.11.35 * 1600  1.85(2750  1600 )  0.1 * 1 * 2750  * (1  0.25)  222,6кГ / см 2
 22,26 МПа
Расчетная схема положения уровней жидкостей в скважине на начало и конец
эксплуатации.
116
h
γр
γж
H
γр
160
0
0
252
γж
0
128
218
55,2
216 225
120
-54,4
160
103,5
L
γц
γц
350 153
360 410
207
-223
Расчет эксплуатационной колонны.
Исходные данные.
n1см=1,15 – коэффициент запаса прочности на смятие
L=2750м - глубина спуска колонны
H=950м - глубина спуска уровня в жидкости (нефти в колонне)
h=1600м - высота подъема цементного раствора в зацементированном пространстве от
устья
Плотность жидкости :
γр=1,35 г/см3 – удельный вес бурового раствора
γв=1,0 г/см3 – удельный вес воды
РплL=350кГ/см2 – пластовое давление на глубине L
Dк=146 мм
1)
Избыточное наружное давление на забое PниL=207кГ/см²,требуемое наружное
давление, с учетом запаса прочности на смятие n1см=1,15, определяем:
Ртр=РниL*n1см=207*1,15=238 кГ/см²=23,8 мПа
По справочнику находим, что это давление соответствует трубам марки
толщиной стенки 7мм.
«Д» с
Ркр=238,1 кГ/см² (по справочнику)
Тогда, фактический запас прочности для первой секции
n=238,1/203=1,17 (коэффициент запаса устраивает)
2)
Выбираем длину первой секции:
Р2кр= 203 кГ/см²
С учетом запаса прочности n1см =1,15 эти трубы могут быть спущены
глубину, соответствующей давлению.
на
Рниz= Р2кр/ n1см=203/1,15=177 кГ/см²
По эпюре 3б этому давлению соответствует глубина Z2 -2360м.Эту глубину отмечаем на
эпюре l1=2750-2360=390 м и соответствует трубам марки «Д» 7мм при :
q1= 24кГ/м (по справочнику)
3)Определим вес первой секции :
Q1=q1*l1=24*390=9360 кГ
4) Проверяем на внутреннее давление первую секцию на глубине 2360м Внутреннее
избыточное давление на этой глубине.
Для труб марки Д 7мм Рвнт=318 кГ/см2 (по справочнику)
Внутреннее избыточное давление на этой глубине определяется:
Pвни485=1,1Py-0,1(γр-γв)Z2360=1,1*145-0,1(1,4-1)2360=65.1 кГ/см2
следовательно n1вн= Рвнт/Рвни2360=4.9 , должно быть n1вн>1,15
Эта секция на внутреннее давление выдерживает.
5)Предположим, что колонна будет состоять из 2 секций с l2=2360 м и определим,
выдержит ли такая колонна на страгивание. У устья скважины находятся трубы марки «Д»
6,5мм с Рстр2=64000 кГ (по справочнику)
Q=Q1 +q2*l2=9360+23,2*2360=64112 кГ
Тогда запас прочности на страгивание определяется:
n3= Рстр4/ Q=64000/64112=0,9<1,15 (нас не устраивает)
Следовательно колонна не может быть 2-х секционной и должна состоять из более
прочных труб.
6)Определим длину второй секции, состоящей из труб марки «Д» 6,5мм при nстр2=1,15
l2=Q2/q2
l2=(Рстр2/ nстр2-Q1) /q2=(64000/ 1,15-9360) /23,2=1995 м
6) Определяем вес второй секции
Q2=1995*23.2=46284кГ
7) Определяем вес двух секций
Q1-2=9360+46284=55644 кГ
Таким образом, пока колонна состоит из двух секций
Секция
l
м
I
l1
390
II
l2
1995
Марка стали
«Д» 7 мм
«Д»6,5мм
L1-2= l1 + l2 =390+1995=2385м
8) Для третьей секции задаемся более прочными трубами марки «Д» 7мм
Рстр3=71000 кГ (по справочнику «Д» 7мм)
q3=24,8кГ/м
Длина 3 секции определяется:
l3=(Рстр3/nстр3-Q1÷2)q3=(71000/1,15-55644) /24,8=245 м
l3=365-245=120м
9)Определяем вес третьей секции
Q3=120*24,8=2976 кГ
10) Определяем вес трех секций
Q1÷3=Q1-2 +Q3= 55644+2976=58620 кГ
11) Определим длину четвертой секции, состоящей из труб марки «Д» 8мм при nстр4=1,15,
и Рстр =84000кГ, q4=28кГ/м
L4=(Рстр/nстр-Q1÷3)q4=(84000/1,15-58620) /28=515м
12)Определим вес четвертой секции
Q4 =q4*l4=28*120=3360кГ
13) Для завершения колонны не хватало 120м, выбираем 4 секцию «Д» 8мм, длиной 120м
14) Следовательно колонна будет состоять из 4 секций.
Определим вес всей колонны:
Q1÷4= Q1+Q2+Q3+Q4 =9360+46264+2975+3360=61959 кГ
15)Определим длину вех секций:
L1÷4=l1+ l2+ l3+ l4 =390+1995+245+120=2750 м
Секции
l
м
Марка стали
Q(кГ)
I
l1
390
«Д» 7мм
9360
II
l2
1995
«Д» 6,5мм
46264
III
l3
245
«Д» 7мм
2975
IV
l4
120
«Д» 8мм
3360
Итог
L
2750
61959
Приложение 3
Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
Рассмотрено на заседании
МК преподавателей
общепрофессиональных, профессиональных
циклов и мастеров
производственного обучения
Протокол № ___ от «__» _________ 2015
Председатель МК ________/Бусловская Е.С./
Методист_______________/Маслова Н.Б./
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УПР
____________/Рогов А.В./
« »__________ 2015 г
Специальность: 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
по МДК-01.01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
ЗАДАНИЯ К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ
Задание № 1 - Дайте письменные ответы на вопросы
Контрольные вопросы:
1.Типы ВЗД для наклонно-направленного бурения.
11.Химическая обработка промывочных жидкостей.
21.Химические реагенты. Классификация, свойства и их назначение.
31.Причины искривления скважин. Способы предупреждения искривления.
41. Тампонажные материалы для цементирования скважин.
1.Типы ВЗД для наклонно-направленного бурения.
Винтовой забойный двигатель (сокращенно – ВЗД), он же: гидравлический забойный
двигатель (сокращенно – ГЗД) – представляет собой объемный роторный гидравлический
механизм преобразующий давление нагнетаемой в полость статора жидкости (буровой раствор) во
вращательное движение выходного вала.
Конструктивно винтовой забойный двигатель (ВЗД) состоит из силовой секции (другое название рабочая пара) и шпиндельной секции. Вырабатываемый на роторе рабочей пары (другое
название - силовая секция) крутящий момент посредством гибкого вала (торсиона) или
шарнирного соединения (кардана) передается на вал шпиндельной секции и соответственно на
долото ВЗД.
Винтовые забойные двигатели (гидравлические забойные двигатели) классифицируются по
типу применения: для ремонтно-восстановительных работ (двигатели прямого исполнения
наружным диаметром 43 ..- 127 мм), для бурения вертикальных скважин (двигатели прямого
исполнения наружным диаметром 240..-172 мм), для наклонно-направленного и горизонтального
бурения (двигатели искривленной компоновки наружным диаметром 76.. - 240 мм).
Винтовые забойные двигатели, или ВЗД, являются одним из направления нашей деятельности.
Нашим предприятием на сегодня освоен выпуск двигателей применяемых для капитального
ремонта скважин (КРС) (76, 88, 106, 127 габарита), для вертикального и наклонно-направленного
бурения (76, 95-98, 106, 120-127, 172-178, 195, 240 габарита), а также силовых секций с активной
частью до 5500мм.
Винтовые забойные двигатели предназначены для бурения наклонно-направленных, глубоких,
вертикальных, горизонтальных и других скважин. Так же применяется для разбуривания
песчанных пробок, цементных мостов, солевых отложений и т.д. Применяется в нефтегазовой и
нефтегазодобывающей областях.
Диаметр винтовых забойных двигателей обычно составляет 54-230 мм и применимы в бурении и
капитальном ремонте скважин.
Винтовые забойные двигатели так же имеют в своем составе:
-Шарошечные долота; -Безопорные долота; -Бурильные головки (обеспечивают требуемый зазор
мажду корпусом двигателя и стенками скважин)
ВЗД эксплуатируются при использовании буровых растворов плотностью не более 2000 кг/м3,
включая аэрированные растворы (и пены при капитальном ремонте скважин), с содержанием
песка не более 1 % по весу, максимальным размером твердых частиц не более 1 мм, при забойной
температуре не выше 373 К.
По принципу действия ВЗД является объемной (гидростатической) машиной, многозаходные
рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним
косозубым зацеплением.
Односекционные ВЗД типа Д включают двигательную и шпиндельную секции и переливной
клапан, корпусы которых соединяются между собой с помощью конических резьб.
Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор.
Внутри стального статора привулканизирована резиновая обкладка с винтовыми зубьями левого
направления. На наружной поверхности стального ротора нарезаны зубья того же направления.
Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, а отношение шагов винтовых
линий пропорционально числу зубьев.
Узел соединения ротора и выходного вала шпинделя, который может быть выполнен в виде
двухшарнирного карданного соединения или гибкого вала, предназначен для преобразования
планетарного движения ротора в соосное вращение вала шпинделя и передачи осевой
гидравлической силы с ротора на подшипник шпинделя.
С целью уменьшения угла перекоса шарниры разнесены по длине и соединены между собой по
конусным поверхностям посредством промежуточной (соединительной) трубы. Присоединение
карданного вала к ротору и валу шпинделя достигается с помощью конусно-шлицевых
соединений. Благодаря такой конструкции на выходной вал двигателя передается высокий момент
силы при низкой его частоте вращения, а также обеспечивается высокая долговечность и
надежность работы двигателя, что позволяет эффективно использовать его в сочетании с
современными высокопроизводительными долотами с герметизированными маслонаполненными
опорами при сравнительно высоких осевых нагрузках.
Шпиндельная секция ВЗД различных типоразмеров имеет отличительные особенности и в общем
виде включает корпус, выходной вал, осевую опору - многорядный упорно-радиальный
подшипник качения и радиальные резинометаллические опоры.
На нижнем конце выходного вала установлен наддолотный переводник для соединения вала с
долотом.
Для применения гидромониторных долот с целью снижения утечек бурового раствора в опорном
узле двигателя монтируется уплотнение (сальниковое устройство торцевого типа с
твердосплавными уплотняющими элементами), обеспечивающее бурение при перепадах давления
на долоте до 8...10 МП а.
Переливной клапан служит для сообщения внутренней полости бурильной колонны с затрубным
пространством в процессе проведения спуско-подъемных операций в скважине с целью снижения
гидродинамического воздействия па проходимые породы при спуске и подъеме бурильной
колонны, исключения холостого вращения вала двигателя и потерь бурового раствора при
указанных операциях.
Основные конструктивные параметры односекционных ВЗД типа Д и их энергетические
характеристики при различных расходах бурового раствора плотностью 1000 кг/м3 (на воде).
ВЗД разработаны на уровне лучших мировых образцов. Большинство отечественных
конструкторских и технологических решений выполнены на уровне изобретений, защищены
авторскими свидетельствами и запатентованы во многих зарубежных странах.
Секционные винтовые забойные гидравлические двигатели типа ДС (ДС-195) предназначены
для бурения вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с
использованием буровых растворов при температуре не выше 373 К.
Поскольку энергетическая характеристика односекционного ВЗД ухудшается по мере износа
рабочих винтовых пар и при зазоре в них свыше 1,0 мм, применение такого двигателя становится
практически нецелесообразным, то секционирование рабочих органов, в т. ч. с повторным
использованием отработанных винтовых пар, является одним из наиболее перспективных
направлений повышения долговечности винтовых пар - межремонтного периода работы ВЗД в
целом. Последнее обстоятельство обусловливается тем, что при таком конструктивном решении
снижаются удельные нагрузки в рабочей паре, а требуемый момент силы на выходном валу
обеспечивается при сниженном расходе бурового раствора, вследствие чего уменьшается износ
рабочих пар. Благодаря этому расширяется область эффективного применения ВЗД в районах с
осложненными условиями бурения с промывкой буровыми растворами различных типов: от
облегченных (аэрированных) до утяжеленных.
Секционный забойный двигатель ДС-195 собирается в промысловых условиях из двух-трех
двигательных секций, состоящих из винтовых пар серийных двигателей Д 1-195 и одной
шпиндельной секции с шаровой или резинометаллической опорой. Они выпускаются наружным
диаметром 195 мм и применяются при бурении скважин шарошечными и безопорными долотами
различных типоразмеров и серий в соответствии с рекомендуемыми технологически требуемыми
зазорами между корпусом этих двигателей и стенками скважин в конкретных геолого-технических
условиях месторождений.
Для секционирования рабочих органов двигателя разработаны различные варианты сочленения
роторов и статоров и приспособления для осуществления их сборки. Конструктивное исполнение
секционных винтовых двигателей может быть следующим:
-сборка с ориентированием рабочих органов по винтовой линии с жестким соединением статоров
и роторов с помощью переводника (рисунок);
-сборка без ориентирования рабочих органов с жестким соединением статоров и соединением
роторов с помощью шарнира (рисунок) или гибкого вала (рисунок).
Сочленение на конусах может быть надежным при выполнении обязательного условия установки
сверху винтовой пары с меньшим зазором, т. е. верхняя секция должна быть ведущей. В
противном случае возможен подъем верхней секции ротора и рассоединение конусов и, как
следствие, нарушение сочленения.
Для соединения ротора двигательной секции с валом шпиндельной секции может применяться
карданный или гибкий вал.
Секционный двигатель позволяет работать при перепадах давления в насадках используемых
долот до 8...10 МПа.
Основные конструктивные параметры секционных ВЗД типа Д2 и их энергетические
характеристики при различных расходах бурового раствора плотностью 1000 кг/м3 (на воде)
приведены в табл. 104.
Винтовые забойные двигатели с полым ротором. Отличительной особенностью этих
двигателей является выполнение полого ротора и соединение ротора с валом шпинделя через
торсион, размещенный внутри ротора. Ротор изготавливается из трубной заготовки методом
фрезерования или еще более перспективным методом штамповки из тонкостенной трубы.
Уменьшение массы ротора и применение торсона, размещенного в роторе, позволили уменьшить
длину и массу двигателей на 10...15 %, а также существенно (в 3...4 раза) увеличить стойкость узла
соединения ротора с валом двигателя. Кроме того, такая конструкция двигателя позволяет
улучшить энергетическую характеристику двигателя, повысить его КПД и в 2...4 раза снизить
уровень вибраций двигателя.
За счет унификации присоединительных элементов рабочих органов и торсиона эти двигатели
могут быть секционированы, что позволяет повысить момент силы на валу и мощность, а также
значительно увеличить срок службы рабочих органов.
В двигателях применяется простой и надежный переливной клапан манжетного типа.
Технические решения, использованные в конструкции ВЗД, защищены авторскими
свидетельствами и патентами во многих странах.
Основные конструктивные параметры ВЗД с полым ротором и их энергетические
характеристики при различных расходах бурового раствора плотностью 1000 кг/м3 (на воде)
Винтовые забойные двигатели типа ДГ предназначены для бурения горизонтальных скважин, в
т. ч. с малым радиусом искривления.
В отличие от других ВЗД двигатель имеет укороченный шпиндель, оснащен
опорноцентрирующими элементами и корпусными шарнирами, обеспечивающими эффективную
проводку горизонтальных скважин по заданной траектории.
11.Химическая обработка промывочных жидкостей.
Химическая обработка промывочной жидкости делится на первичную, предназначенную для
придания жидкости требуемых свойств, и дополнительную - для поддержания этих свойств в
процессе бурения. В обоих случаях используются одни компоненты, но расход их при
дополнительной обработке значительно ниже.
При химической обработке промывочных жидкостей в районах с возможными газопроявлениями
необходимо обращать внимание не только на разжижающую способность реагентов, но и на их
способность снижать тиксотропию промывочных жидкостей, уменьшать до оптимального
значения величину предельного статического напряжения сдвига. В связи с этим часто
используют комбинированную обработку промывочных жидкостей.
Реагенты для химической обработки промывочных жидкостей должны храниться при глинистых
станциях в специально оборудованных утепленных помещениях, которые должны быть
обеспечены вентиляцией, пожарным водоснабжением и химическими средствами пожаротушения.
Размеры и местоположение помещения для хранения реагентов должны обеспечивать
возможность максимальной механизации процессов обработки и загрузки реагентов, безопасность
и удобство работы обслуживающего персонала.
Применение МК-1 упрощает химическую обработку промывочной жидкости, сводя весь ее
процесс к добавлению порошкообразного реагента к глинистому раствору непосредственно в
циркуляционную систему.
Выбор и обоснование технологии приготовления и химической обработки промывочной
жидкости начинается с подробного описания применяемой циркуляционной системы и ее
схематического изображения на рисунке. Далее подробно излагается порядок ввода в
циркулирующий раствор каждого компонента раствора и химического реагента, обосновывается
хранение необходимых объемов (запасного и основного) бурового раствора и химических
реагентов.
Обычно в состав органических соединений, используемых для химической обработки
промывочных жидкостей, входит большое число полярных групп ( - ОН, - СООН, СО, - СОН, NH2, - CONHa, - S03H и др.), которые могут оказывать сильное упорядочивающее воздействие на
молекулы воды. По характеристике функциональных групп они подразделяются на
несионогеппые ( группы - ОН, СО, - СОН. Нередко в состав высокомолекулярных соединений,
особенно получаемых путем модифицирования природных веществ, одновременно могут входить
несионогенные, анионные и катионные полярные группы.
Следовательно, с ростом глубины скважины требования к химической обработке промывочных
жидкостей значительно повышаются.
Блок гидросмесителей БГС предназначен для приготовления, утяжеления и химической обработки
промывочных жидкостей из сухих порошкообразных материалов, а также для питания
вспомогательного трубопровода буровой установки.
Установка предназначена для приготовления глинистого раствора из комовых и порошкообразных
глин, утяжеления и химической обработки промывочных жидкостей, хранения промывочных
жидкостей на буровых.
Концентрация водородных ионов рН является важным показателем, определяющим характер
физико-химических процессов в промывочной жидкости и необходимость химической обработки
промывочной жидкости реагентами.
Гидравлические мешалки или гидросмесители эжекторного типа применяют для приготовления и
утяжеления промывочных жидкостей из порошкообразных материалов, а также для химической
обработки промывочных жидкостей сухими порошкообразными реагентами.
Поэтому для предупреждения газопроявления пласта необходимо избегать резких изменений
скорости подъема бурильного инструмента или каротажного кабеля, а также
производить надлежащую химическую обработку промывочной жидкости перед подъемом
бурильного инструмента. Проведенное исследование также указывает на необходимость
конструирования новых электрометрических приборов, позволяющих проводить комплекс
необходимых электрометрических измерений при одном спуске, а также через бурильный
инструмент без его подъема.
21.Химические реагенты. Классификация, свойства и их назначение.
Химические реагенты впервые начали применять в 30-х годах XX века. В настоящее время в
России выпускается постоянно или периодически около 150 материалов и реагентов, часть из
которых производится специально для бурения, крепления и испытания скважин. Остальные
поставляются другими отраслями промышленности или являются отходами производства (для
сравнения в США выпускается около 800, Канаде около 600 наименований материалов и хим.
реагентов). Все химические реагенты разделяют по наиболее распространенным группам:
-по действию на свойства буровых растворов: понизители фильтрации, вязкости, пептизаторы,
структурообразователи, пеногасители и т.д.;
-по отношению к действию солей: солестойкие и несолестойкие;
-по отношению к действию температуры: термостойкие и нетермостойкие (до 50°С)
Реже применяются понятия - термосолестойкие и нетермосо-лестойкие, органические,
неорганические и элементоорганичес-кие и т.д.
Все предлагаемые классификации применяемых в бурении химреагентов либо условны, либо не
имеют практической значимости. Так некоторые понизители фильтрации снижают вязкость и
структурно-механические свойства, а понизители вязкости - фильтрацию (частично), одни
усиливают смазочное действие нефти, другие - наоборот и т.д.
1. Понизители фильтрации.
Большинство понизителей фильтрации относится к полимерам с достаточно гидрофильной
поверхностью, представляющих собой анионоактивные полиэлектролиты природного (крахмал,
смолы), полусинтетического (производные крахмала и К. МЦ) и синтетического (акрилаты)
происхождения, обладающие в жидком виде псевдопластичными (тиксотропными) свойствами,
т.е. при увеличении сдвигаемых напряжений происходит снижение вязкости. Макромолекулы
веществ, состоящие из многочисленных элементарных звеньев (мономеров) одинаковой
структуры называются полимерами, а из разнородных звеньев - сополимерами. При этом их атомы
связаны прочной химической (ковалентной) связью, а молекулярная масса составляет от 5000 до
1000000 и более.
Крахмал относится к числу естественных полимеров - полисахаридов, и впервые был применен
для буровых растворов в 1939 г. (США). Крахмал предназначен для снижения фильтрации средне, и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 80°С, рН =
9-13 и добавке до 3.0%. Сырьем для производства крахмала являются зерновые культуры
(кукуруза, пшеница, рис, рожь) и клубневые культуры (картофель, маниока). К недостаткам
крахмала относится способность его к ферментативному разложению (загниванию) под действием
различных микроорганизмов (дрожжевые грибки, плесень, бактерии). При разложении крахмала
выделяются газообразные вещества, что может вызвать вспенивание раствора и понижение рН.
Поэтому восстановить параметры такого раствора очень сложно, и он подлежит частичной или
полной замене. Модифицированный крахмал. Для устранения ряда недостатков пищевого
крахмала выпускается модифицированный химически и термически обработанный крахмал (МК).
Он представляет собой порошок, хорошо растворимый в холодной воде, обработанный до 3%
алюмо-калиевыми квасцами и кальцинированной соды. Поэтому обработку буровых растворов
МК можно производить в виде порошка без предварительной клейстеризации при рН = 7.5-11,
температуре до 120°С и добавке до 2%. При этом МК более эффективно снижает фильтрацию,
позволяет сохранить плотность бурового раствора, способствует меньшему росту вязкости,
ферментативно устойчив и снижает затраты времени и средств на обработку. Реагенты на основе
акриловых полимеров. Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил - впервые применен в 1949 г.
(США), в России в 1961 г. для снижения фильтрации пресных, известковых,
слабоминерализованных растворов. При получении гипана выделяется запах аммиака, отсутствие
которого предопределяет проверку качества гипана в лабораторных условиях. Гипан представляет
собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10% -ной концентрации с плотностью 1.05-1.07
г/см3, рН = 12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета с влажностью
10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10% -ной концентрации.
Гипан совместим с другими понизителями фильтрации, при этом эффективность
комбинированной обработки значительно выше, чем каждого реагента в отдельности.
Метакрил - 14 (М - 14) представляет собой сополимер метакриловой кислоты и
метилметакрилата. Выпускается в виде мелкогранулированного порошка и предназначен для
снижения фильтрации пресных, высокоминерализованных, малоглинистых растворов.
2. Понизители вязкости (пептизаторы)
При использовании буровых растворов часто наблюдается рост вязкости и предельного
статического напряжения сдвига (ПСНС), в основном, из-за наличия высокого содержания
глинистой фазы, электролитов и повышенной температуры, а также дополнительной пептизации
глинистых частиц химическим путем, механического диспергирования и образования осадка при
связывании ненужных катионов. За рубежом выпускаются понизители вязкости на основе
акриловых полимеров с низкой молекулярной массой, устойчивых к температуре до 150°С,
причем их расход в 40 раз меньше лигносульфатных разжижителей. Краткая информация о
понизителях вязкости изложена ниже.
Лигносульфонат технический или сульфит-спиртовая барда (ССБ) впервые предложен в 1937 г.
(Россия) и является многотонажным отходом целлюлозно-бумажной промышленности,
представляющим собой кальциевые, натриевые и аммонийные соли лигносульфоновых кислот.
Так как ССБ имеет кислую реакцию, то она может использоваться как регулятор щелочности, а
также для предотвращения солевой и температурной флокуляции бентонита. Еще важным
назначением ССБ является ее использование для залавки скважин во время капитального ремонта
вместо пластовой воды, что позволяет сохранить проницаемость пласта и его нефтеотдачу.
Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) получают путем обработки ССБ сернокислым железом и
бихроматом натрия; впервые применен в 1955 г. (США). ФХЛС представляет собой порошок
коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде и предназначен для снижения вязкости
и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов. ФХЛС затормаживает
процесс гидратации глинистых пород, и увеличивает их период набухания, вспенивает буровой
раствор при добавке 1% и более. Но главным достоинством ФХЛС является его способность
снижать вязкость гипсовых растворов. Ни один из существующих понизителей вязкости не
обладает этим свойством.
Декстрин является отходом производства крахмала и представляет собой светло-коричневый
порошок, хорошо растворимый в воде. Реагент применяется для снижения вязкости и частично
фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов при добавке порошкообразного 2%,
а в виде водно-щелочного раствора 10: 2, 3-8%.
3. Регуляторы щелочности.
Каустическая сода (гидроксид натрия - NaOH) представляет собой бесцветную, непрозрачную
кристаллическую массу плотностью 2.13 г/см", рН = 16.5, хорошо растворяющуюся в воде,
особенно при повышенной температуре, с большим выделением тепла, а также в виде раствора 4347% -ной концентрации по ТУ 2132-185-00203312-99. На воздухе NaOH поглощает влагу и
углекислый газ, превращаясь в кальцинированную соду, при этом на поверхности щелочи
образуется корка. NaOH применяется с 1929 г. (США) во всех буровых растворах на водной
основе, для приготовления химреагентов УЩР, крахмального клейстера, нитролигнина,
акрилатов, ССБ и др., а также для снижения растворимости извести в известковых растворах,
противодействия коррозии и нейтрализации H2S. Небольшая добавка щелочи (до 0.2% на сух.)
вызывает временное диспергирование глинистых частиц, увеличение электрокинетического
потенциала и незначительно влияет на вязкость бурового раствора.
Гидроксид калия (КОН) представляет собой белые чешуйки или гранулы с плотностью 2.04 г/см,
рН = 16.8 в соответствии с ТУ 6-18-50-86. Применяется для повышения рН и частичного носителя
иона К+ в калиевых буровых растворах, приготовления химреагентов и жидкости затворения при
цементировании ММП
Для повышения рН применяются также кальцинированная сода, фосфаты (в пресных растворах);
известь; бура при температуре 120°С и более; жидкое стекло; органические соединения, например,
амины, которые при взаимодействии с поливалентными металлами образуют нерастворимые в
воде, но химически активные мыла; оксид магния (MgO) в безглинистых растворах и др.
4. Ингибиторы термоокислительной деструкции.
Термостойким считается буровой раствор, в котором сохраняется полученная ранее менее 10
см3/30 мин. Фильтрация, при его циркуляции в скважине в течение не менее 4-5 суток. Однако
при повышенных и высоких температурах, особенно при наличии минерализации, происходит
коагуляция и глобулизация глинистых частиц со снижением их гидрофильности,
термоокислительная деструкция реагентов, снижение вязкости фильтрата и его высвобождение,
что приводит к быстрой порче всех параметров бурового раствора. Для предупреждения этих
явлений используются различные способы и в первую очередь применение ингибиторов
термоокислительной деструкции.
Хроматы и бихроматы натрия и калия являются натриевыми или калиевыми солями хромовой и
бихромовой кислоты и представляют собой порошок желтого (хроматы) и оранжевого
(бихроматы) цвета, хорошо растворимые в воде. Они предназначены для повышения
стабилизирующей способности защитных реагентов, снижения РН и вязкости буровых растворов
и частичного предотвращения глобализации глинистых частиц при повышенных температурах.
Сами по себе хроматы (бихроматы) не улучшают свойства буровых растворов, поэтому
обязательными условиями применения хроматов являются наличие в растворе температуры более
70 С и органических химреагентов - восстановителей, которые взаимодействуя с хроматами,
способствуют интенсификации процессов обмена и замещения.
5. Реагенты, связывающие ионы кальция и магния.
Карбонат натрия, кальцинированная сода Na2C03 представляет собой белый
мелкокристаллический порошок с р = 2.533 г/см3, рН = 11.2 и применяется, в основном, для
удаления агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами,
гипсом, ангидритом и цементом, а также для повышения рН пресных буровых растворов,
приготовления некоторых химреагентов, буровых растворов из глин кальциевого типа
(пептизатор), увеличения выхода раствора (меняется обменный комплекс) и снижения жесткости
воды.
6. Пеногасители.
Основными причинами вспенивания буровых растворов являются:
-поступление газа в раствор при разбуривании газовых и газо-водонефтяных горизонтов, а также
вследствие снижения гидростатического давления на пласт, эффекта поршневания и диффузии;
-физико-химическое взаимодействие буровых растворов с различными солями, содержащимися в
частицах выбуренных пород или пластовых водах, а также при их обработке пенообразуюшими
реагентами, снижающими поверхностное натяжение воды; следует учесть, что ценообразование
получается только от свободного (избыточного) реагента-пенообразователя, не адсорбированного
глинистой (твердой) фазой, причем более интенсивное в минерализованных растворах;
-введение порошкообразных материалов;
-негерметичность отдельных элементов обвязки насосов;
-гидродинамическое несовершенство циркуляционных систем, под которым понимается наличие
различных механических возбудителей и турбулизация раствора.
Т-80 (флотореагент "Оксаль") является отходом производства синтетического каучука и состоит, в
основном, из диоксановых спиртов и их производных. Т-80 применяется в качестве пеногасителя,
структуро-образователя минерализованных буровых растворов и частичной нейтрализации
сероводорода.
Альфонол-79 (П-79) представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов, в состав
которой входят спирты е длиной углеродной цепи 7-9 атомов. Применяется в качестве
пеногасителя пресных и высокоминерализованных буровых растворов при температуре до 90°С и
добавке 0.5-1.0% в виде 2% -ного раствора в дизельном топливе, что в пересчете на сухое
вещество в 10 раз меньше расхода сивушного масла. Выпускается в виде жидкости с р = 0.83
г/см3 с температурой замерзания - 5°С.
Стеарат алюминия представляет собой смесь синтетических высших жирных спиртов и
применяется в качестве пеногасителя пресных и высокоминерализованных растворов при добавке
0.5% в виде 10% -ного раствора в дизельном топливе. Выпускается в виде твердого вещества
нефтехимическими предприятиями г. Дзержинска, Нижегородской обл. и г. Салават,
Башкортостан
7. Смазочные добавки.
Смазочные добавки предназначены для уменьшения крутящего момента колонны бурильных
труб, увеличению стойкости трущихся металлических пар и предотвращению прихватов. Влияние
этих добавок на повышение стойкости опор долота заключается в гидрофобизации трущихся
поверхностей и ингибировании коррозионных процессов с образованием на поверхности трения
смазочных пленок, способствующих устранению микрошероховатостей и снижению удельных
нагрузок.
Нефть представляет собой маслянистую жидкость от черного до светло-коричневого цвета со
специфическим запахом, которая содержит 83-87% углерода. В качестве смазывающей добавки
лучше использовать нефти (впервые применена в 1937 г, США) с нормальной плотностью, малым
газовым фактором, малопарафинистую, малосернистую и смолистую. Нефть совместима со всеми
буровыми растворами, причем, чем выше его плотность, тем больше потребность в нефти. К
недостаткам нефти относятся: высокая температура замерзания (от - 10 до +5°С в зависимости от
содержания парафина), низкие противоизносные свойства, недопустимый расход стратегического
сырья, высокая пожароопасность.
Графит - кристаллический порошок серебристого цвета, гидрофобен, не растворим в воде.
Смазывающий эффект на 50% меньше, чем нефти, а противоизносные свойства также невелики.
Однако при комбинации 1% графита и 10% нефти эффект значительно усиливается, чем каждой
добавки в отдельности.
8. Эмульгаторы.
Основными эмульгаторами являются мыла жирных, нафтеновых и сульфонафтеновых кислот,
анионоактивные и неионогенные ПАВ, смазочные добавки (сульфонол, аловое масло, эмультал,
полиэтиленимин и др.). Краткая информация об эмульгаторов изложена ниже.
Сульфонол НП-1 - представляет собой синтетическое ПАВ, ани-оноактивного типа в виде
порошка, хорошо растворим в воде с образованием обильной пены и в нефти, а в растворе NaCl с
концентрацией больше 12% и в пластовой воде выпадает в осадок.
Полиэтиленэмин (ПЭЙ), представляет собой светло-коричневый порошок кальций-магниевых
мыл смеси предельных, непредельных углеводородов и смоляных кислот, включающий
свободные оксиды кальция и магния. Изготовляется на основе таллового пека (отход целлюлознобумажной промышленности) путем его обработки 50% -пой водной суспензией оксидов кальция и
магния. Применяется в качестве эмульгатора буровых растворов (взамен эмультала), а также
эффективного флокулянта твердой фазы. ПЭИ выпускает ОАО "Братский ЛПК", г. Братск.,
Иркутская обл.
9. Деэмульгаторы.
Деэмульгаторы предназначены для разрушения водонефтяных эмульсий и выделения воды из
нефти, при этом снижаются вязкость и гидравлические потери. Все деэмульгаторы представляют
собой смесь блоксополимеров оксида этилена и пропилена различной молекулярной массы и
различного соотношения оксидов в блоке, растворенные в органическом растворителе. Оксифос Б,
Б-1, Б-1М представляет собой вязкую непрозрачную жидкость от бесцветного до коричневого
цвета с р= 1.065 г/см3, хорошо растворяющуюся в воде, имеет рН 6-8, расход 50-300 г/т.
Выпускается ОАО "Химпром", г. Новочебок-сарск, Чувашская республика и ОАО
"Нефтемаслозавод", г. Оренбург.
Диссолван представляет собой светлую, прозрачную жидкость с р=0.95 г/см с массовой долей
активного вещества 65 %, растворим в воде. В товарном виде легко смешивается с нефтью при его
расходе 30-200 г/т. Водные растворы 0.5-3% -ной концентрации не реагируют с солями, слабыми
щелочами и кислотами. Расход диссолвана как эмульгатора в растворах на водной основе
составляет 0.1-0.5 %. Реагент относится к неионогенным ПАВ, пожароопасен, выпускается в
Германии.
10. Поверхностно-активные вещества.
По названию веществ можно сразу определить место, где они себя проявляют - на поверхности
фаз. ПАВ называются вещества, способные снижать поверхностное натяжение на границе жидкой
пли твердой поверхности раздела фаз, вследствие их положительной адсорбции, а также
капиллярного давления в порах пласта.
По содержанию гидрофильных групп и химическим свойствам ПАВ подразделяется на 2
класса: ионогенные и неионогенные.
Неионогенные в свою очередь делятся на анионоактивные, ка-тионоактивные икатионо-анионные
(амфотерные). Большинство анионоактивных ПАВ растворимы в пресной воде и не растворимы в
нефти и нефтепродуктах, в пластовой воде образуют хлопьевидные осадки и сильно
адсорбируются бентонитом. Катионоактивные ПАВ диспергируют в водном растворе на крупные
углеводородные катионы и простые неорганические анионы. Неионогенные ПАВ растворимы в
пресной и пластовой воде, в нефти и нефтепродуктах нерастворимы, при повышенной
температуре (до 100°С) растворимость снижается с понижением активности некоторых ПАВ на
50%, а при охлаждении восстанавливается. Эта группа ПАВ в водных растворах не диссоциирует.
К ним относятся в основном полиэтиленгликолевые эфиры ал кил фенолов под названием ОП,
оксиэтилированные фенолы (УФЭ8 и др.), оксиэтилированные спирты и амиды.
Неионогенные ПАВ применяются для сохранения проницаемости при вскрытии продуктивных
пластов, в качестве гидрофобизаторов глинистых пород и гидрофилизаторов кварца, эмульгаторов
нефти, и деэмульгаторов воды, повышения термостойкости химреагентов и буровых растворов,
понизителя твердости горных пород при промывке водой и карбонатно-глинистыми растворами.
Итак, на основе всего выше изложенного можно говорить о том, что данная тема является
актуальной, т.к. буровые растворы используются в самых разнообразных горно-геологических
условиях, при этом на их физико-механические свойства оказывают влияние порознь или
совместно температура, давление, электролиты, стабильность, контракция, скорости сдвига,
режим течения и др. Поэтому точно описать или исследовать поведение буровых растворов в
скважине практически невозможно, так как их свойства меняются даже в течении одного цикла
циркуляции.
Для каждого вида бурения необходимо использовать определенные виды растворов. Один и тот
же раствор недопустимо применять во всех видах бурения.
Чем сложнее устроена скважина, и чем сложнее геологические условия бурения, тем сложнее и
качественней должен быть буровой раствор. Для предотвращения аварий в процессе бурения,
необходимо тщательней разрабатывать сам буровой раствор, и компоновать специальные
химические реагенты.
31.Причины искривления скважин. Способы предупреждения искривления.
Все скважины при бурении в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного
(проектного) направления. Этот процесс называется искривлением ствола скважины.
Искривление скважин бывает:
Естественное - непреднамеренное искривление по различным причинам.
Искусственное - специальное искривление с помощью различных технологических и технических
приемов.
Если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предотвратить, а если оно
необходимо, то его развивают.
Причины:
- Геологические (Анизотропия ГП, слоистость ГП, перемежаемость пород по тверлости,
трещиноватость,пористость, включения)
- Технологические (Осевая нагрузка, частота вращения, вид и качество промывочной жидкости)
-Технические (Состав КНБК: диаметры отдельных элементов, толщина стенки, элементов, места
установки калибраторов, центраторов, тип и конструктивные особенности породоразрушающего
инструмента: форма торца, тип вооружения, фрезерующая способность.
Вертикальные скважины. Способы предупреждения их искривления.
Вертикальной считается скважина, у которой устье и центр круга допуска лежат на вертикальной
прямой, являющейся проектным профилем скважины, а отклонение ствола от вертикали не
превышает радиус круга допуска.
Проводка строго вертикальных скважин представляет собой довольно сложный процесс, т.к. при
бурении часто возникает самопроизвольное искривление ствола, которое затрудняет проводку и
последующую эксплуатацию скважины, а также приводит к увеличению стоимости бурения.
Наиболее важное значение обеспечение вертикальности ствола имеет для глубоких и
сверхглубоких скважин.
Предупреждение самопроизвольного искривления скважин
- Увеличение жесткости компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
- Установка 2 – 3 полноразмерных центраторов.
- Снижение осевой нагрузки на долото.
- Периодическое вращение бурильной колонны.
- Использование КНБК, основанных на эффекте маятника или отвеса.
- Применение метода пилотной проводки скважины.
- Применение реактивно-турбинных буров РТБ.
- Применение турбинно-роторного способа бурения.
41. Тампонажные материалы для цементирования скважин.
Тампонажные материалы – материалы, которые при затворении водой образуют суспензии,
способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.
Классификация тампонажных материалов:
В зависимости от вида вяжущего материала тампонажные материалы делятся на:
1) тампонажный цемент на основе портландцемента;
2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков;
3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей;
4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).
При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на
основе портландцемента и доменных шлаков.
К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:
- подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину
насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до
окончания процесса продавливания;
- структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за
обсадную колонну, должно проходить быстро;
- цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень
должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;
- цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и
температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться
под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных
технологических операциях.
Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов
цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой
замещения бурового раствора тампонажным.
Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании скважин не всегда можно по
установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.
При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры. А
так же:
- Подвижность тампонажного раствора;
- Плотность тампонажного раствора;
- Сроки схватывания тампонажных растворов;
- Консистенция тампонажных растворов.
№
в
Глубина
скважины
по вертик.
Длина
проекции
ствола на
горизонтальной
плоскости.
Ам
Hм
1
2070
270
Интенсивность Интенсивность Глубина спуска
набора угла
спада угла
эксплуатационной
наклона
колонны
наклона
скважины
αн º на 10 м
1.36
αсп º на 100 м
1.16
м
1720
Задание № 2 - Рассчитать и построить профиль наклонно-направленной скважины
при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт ,
естественное искривление ствола незначительное.
Исходные данные
Расчет профиля скважины
1.Радиус искривления участка набора угла наклонна определяется по формуле:
R1=(57.3/αн)*10
R1=(57.3/1.36)*10=421 м
2.Радиус искривления участка снижение угла наклона определяется по формуле:
R2=(57.3/αсп)*100
R2=(57.3/1.16)*100=4939 м
3.Находим угол наклона ствола проектируемой скважины:
Cosα=1- [А/(R1+R2)]=1-[270/(421+4939)]=0,949
α = 21,5º (см. Таблицу Брадиса)
4.Принимаем вертикальный участок:
L1=H1=50м
5.Находим длину участка набора угла проектируемой скважины:
L2=π*R1/180*α =0.01745*R1*α=0.01745*421*21.5=157.3 м
6. Горизонтальная проекция участка L2:
A1=R1*(1-cosα)=421*(1-cos21.5)=31.74 м
7. Вертикальная проекция участка L2:
Н2=R1*sinα=421*sin21.5=190 м
8.Длина участка спада наклона проектируемой скважины:
L3=πR2/180*α=0.01745*R2*α=0.01745*4939*21.5=1858 м
9.Горизонтальная проекция участка L3:
A2=R2*(1-cosα)=4939*(1-cos21.5)=341 м
10. Вертикальная проекция участка L3:
H3=R2*sinα=4939*sin21.5=1800 м
11.Участок L4=H4=H-H1-H2-H3=2070-50-190-1800=30 м
12. Вертикальная проекция L4=H4=30 м
13. Длина ствола по профилю:
L=L1+L2+L3+L4=50+157.3+1858+30=2095 м
14. Горизонтальная проекция скважины:
A=A1+A2=31.74+341=372 м
15.Вертикальная проекция скважины:
H=H1+H2+H3+H4=50+190+1800+30=2070м
16. Уклонение ствола скважины за счет кривизны:
Lукл=L-H=2095-2070=25м
По данным расчета строим профиль скважины.
Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезок АВ=Н=2070 м
АС=Н1=50 м – вертикальный участок скважины
СД=Н2=190 м
ДЕ=Н3=1800 м
ЕВ=Н4=30 м
Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии откладываем отрезки:
от С СО1=R1=421 м
от Д ДЕ=А1=31,74 м
от Е ЕК=А2=341 м
от К по направлению КЕ отрезок К,Е,О2=R2=4939 м
от В отрезок ВL=A=372
Из точки О1 описываем дугу, радиусом R1=421 м
Из точки О2 дугу , радиусом R2=4939 м
Ломанная линия АСFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.
Приложение 4
Министерство образования Оренбургской области
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
«Нефтегазоразведочный техникум»
г. Оренбурга
Рассмотрено на заседании
МК преподавателей
общепрофессиональных, профессиональных
циклов и мастеров
производственного обучения
Протокол № ___ от «__» _________ 2015
Председатель МК ________/Бусловская Е.С./
Методист_______________/Маслова Н.Б./
УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора по УПР
____________/Рогов А.В./
« »__________ 2015 г
Специальность: 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин
Комплект тестовых заданий.
Блок № 1
Талевая система
Тема № 1
Механизмы, инструмент для СПО
Вариант 1
1.Типы талевых блоков на БУ
6. Крюки по конструкции
1.пластинчатые, литые, подвесные.
1. Пластичные, литые, сплошные.
2. –Для сплошного бурения
2. Одно-; двух-; трехрогие.
– Для колонкового бурения.
3. Кованные, составные, цельные
3. Гидромониторные, шенковые, элеваторные
4. 2-х штропные, 2-х штропные.
4. Крюкоблок для ручной расстановки свечей; с
5. Цельнотянутые, прокатные, отливные.
подвешенным элеватором при АСП.
5. Кованные цельнокатаные сборные.
2. Типы ТК для ТС в бурении
7. Крюки по способу изготовления
1. – крестовой свивки: прямой свивки;
1. Одно-двух-трехрогие.
- линейной свики
2. Штампованные, цельнотянутые, вырезные.
- комбинированной свивки.
3. Кованные, составные, пластинчатые, литые.
2. Стальные круглые 6- и прядные канаты тросовой
4. Клепочные, сварные, гнутые.
конструкции 2-ой свивки проволок в пряди, прядей в канаты. 5. Цельные, шнековые, цельносварные.
3. – с металлическим сердечником;
- с органическим сердечником.
4. С числом проволок 19,21,27,37.
5. –МС (метал.сердечник);
- ОС (орган-й сердечник);
- ПС (пластмасс.сердечник).
3. Виды исполнения ТК
8. Назначение штропов, их грузоподъемность
1. МС\металл с сердечником; (ОС) органическим серд-м;
1. Ответственный узел основания с нагрузкой
(ПС) пластмасс. Сердечником.
5,15,20 т.
2. – Правой крестовой свивки;
2. Разновитность подкосов и растяжек А- образный
- Левой крестовойсвивки.
БУ (от 1 до 5 т).
3. 2х3; 3х4; 4х5; 5х6; 6х7.
3. Узел коммуникация БУ, грузоподъемности от 80 до
4. С расходом ТК на 1м. проходки – 0,5кг.;
120т.
- 0,8кг; 1кг; 1,5кг; 3кг.
4. Соединяющее звено между крюком и элеватором
5. Однорядные точечного касания.
(25,50,75,125,200,300т.).
5. Тяги от краданных валов перевернутой установки
(от 1-2 т.).
4. Условия отбраковки ТК
9. Грузоподъемность штропов, типы их.
1. Неправильный выбор диаметра ТК для оснастки Талевой
1. 100,200,300 г; Одно-двух-трехрогие.
системы.
2. 10,12,15 т; для КРС и испытания скважин.
2. Наружный слой проволок в прядах имеет большой
3. 33,44,55 т. Для машинных операция и СПО.
диаметр.
4. 25,50,75,125,200,300 т; одно-двухветвевые
3. Оборвана прядь; оборвано 10% проволок на шаге свивки;
5. 20,40,60,150 т; цельнокатаные, цельнокованые,
разрыв сердечника; ТК сплюснут; скрутка ТК; коррозия 40% сварные.
проволочек.
4. Заправка ТК по ошибочной схеме.
5. Отсутствие бухты запасного ТК.
5. Назначение крюка (крюкоблока)
10. Механизмы, инструмент, для СПО
1. Раскрепление замковых соединений БТ.
1. Элеваторы, клинья ПКР, АСП, ключи УМК, ПБК,
2. Восприятие и передача на основание всех нагрузок БВ.
круговые ключи.
3. Передача вращения ротору от двигателя через БЛ.
2. Кронблок, крюкоблок, БН, АКБ, АКБО.
4. Элемент оборудования для бурения скважин.
3. Лебедка, гидроциклон, дегазатор, крепление ТК.
5. Подвешивание в штропах элеватора БТ и ОК при СПО,
4. Цепные ключи, ПКР, штропы, пневмосистема БУ;
подвешив. вертлюга при бурении; подтаск-е грузов; СПО
блок ГСМ.
грузов при монтаже.
5. Успокоитель ТК, противозатаскиватель, ФСМ
вспомогательная лебедка.
Блок № 1
Инструмент и оборудование для Спуско – подъемных операций
Тема № 2
Вариант 2
1.Инструмент для захвата и подвешивания труб.
6. Инструмент для свинчивания развинчивания
1. Превенторы, задвижки, ПВО(ппг 230х350, ППГ
труб.
230х500).
1. Лебедка У2-5-5, редуктор, ШПМ
2. Талевый блок, кронблок, штропы, вибросита.
2. УМК-1; АКБ; ПБК; АКБО; АКБУ.
3. Вспомогательная лебедка, элеватор, клинья, спайдеры.
3. Гидромат, вертлюг, кормак, ПКР.
4. БТ 60,73,89,114,127,141,169мм.
4. Буровой шланг, катушка КЛ-3, ШПМ-1070, 2-х
- ОК от 194 до 426 мм.
ход.кран.
5. Ротор, вкладыши, кремак, стояк, стеллажи.
5. ДЗУ, АППЖ, блок ГСМ, вспомогательнаялебдка,
гидротормоз.
2. Грузоподъемность элеваторов и клиньев.
7. Назначение УМК, типоразмор.
1. 75,125,140,170,200,250,320-БК
1. Крепление, открепление резьбовых соед-й БТ и
125-300 – ОК
ОК\БК-108-178 мм. (140-212мм.- ОК)
2. 20,30,40,50т. для НКТ.
2. Снижение содержание газа в циркуляционной
3. 35,45,55,60,80,90,100,120 т.
системы.
4. 500,600,700т.
3. Оборудование определения угла отклонения оси
5. 22,33,44,55т.
скважины.
4. Оборудование для изоляции зон поглощений в
скважине.
5. Передача вращательного движения от БЛ к БТ.
3. Назначение элеватора, типы.
8. Назначение АКБ
1. Элемент бурильной колонны (полуавтомат, автомат)
1. Механизация операций по свинчиванию,
2. Переводник между вертлюгом и квадратом (2-х
отвинчиванию БТ.
створчатые).
2. Зарубка шурфа 273мм. На 16 м.
3. Поддерживание БТ при отсутствии ПКР (3-х
3. Механизм для уменьшения колебаний давления
створчатые).
БР при работе БН.
4. Спуск ОК большого диаметра.
4. Укладка БТ на стеллажи, подтаскивание грузов,
5. Захват, удержание, на весу БК при СПО;
работа на мостках.
(корпусные, створчатые).
5. Свинчивание манифольда, удержание на весу
ПКР.
4. Назначение клиньев для бурильных труб.
9. Назначение АСП
1. Подвешивание бур. инструмента в столе ротора при
1. Механизация тяжелого физического труда при
СПО(ПКР).
СПО на БУ.
2. Промежуточное звено в циркуляционной системе БУ.
2. Контрольно-измирительныеприборыдляопред-я
3. Элемент обвязки БЛ.
физ.,мех. свойств буровых растворов.
4. Приспособление дл я определения нагрузки на забой.
3. Комплексное обеспечение процессо при
5. Элемент БК, снижающий осевую нагрузку.
подъеме, спуске БТ.
4.Оборудование для ЛБТ,УБТ,НКТ спуска и
подъема их.
5. Механизация, частичная автоматизация СПО.
5. Клинья для обсадных труб, типоразмеры.
10. Оборудование для бурения скважин
1. Маховик, редуктор, спайдер.
1. Элеваторы, приемный мост, доливочная емкость,
2. ОТМ, ОТТГ, ТБО, ОТТМ.
мерник.
3.- Элеватор сплашечным захватом;
2. Блок БПР, АППЖ, ФСМ-7, вибросита.
- Клинья с неразъемным корпусом 219,273,375,476мм; 3. Противовыбросовое оборудование, отводы,
125-300т
инструментальная площадка. Кран
4. Тельфер ПУГ-100, СВ-1; гидравлические.
4. Электро СП, дизель СП, газотурбинный СП,
5. ЦКОД, шаровые, механические.
гидравл. СП.
5. Ротор, вертлюг, бур. шланг, БН, СП, гидравл.
забой двигат-й, эл.буры.
1 Вариант
1. Инструктаж, проводимый на рабочем месте до начала производственной деятельности
1) Вводный
2) Повторный
3) Внеплановый
4) Первичный
2. Дать определение скважине
1) Горная выработка в земной коре при доступе человека
2) Горная выработка в земной коре малого диаметра по сравнению с длиной, сооружаемая
при помощи механических средств, без доступа человека
3) Горная выработка при помощи химических средств без доступа человека
4) Горная выработка в земной коре для добычи нефти и газа
3. Инструмент, применяемый для извлечения оставшихся в скважине деталей долот
1) Колокол
2) Овершот
3) Удочка (ерш)
4) Магнитный фрезер
4. Из каких элементов состоит полный цикл строительства скважины
1) Вышкомонтажные работы, испытание скважины на приток, демонтаж
2) Подготовительные работы к строительству, вышкомонтажные работы,
подготовительные работы к бурению, бурение скважины, испытание скважины на приток,
демонтаж
3) Вышкомонтажные работы, бурение скважины, испытание на приток
4) Подготовительные работы к строительству, вышкомонтажные работы,
подготовительные работы к бурению, бурение скважины, испытание скважины на приток
5. Назначение удочки (ерша)
1) Удаление металлических выступающих частей или деталей
2) Извлечение оставшегося в скважине стального каната или каротажного кабеля
3) Освобождение прихваченной бурильной колонны
4) Ловля бурильных или обсадных труб, оставшихся в скважине
6. Один из основных параметров, характеризующий буровую установку
1) мощность, кВт
2) допускаемая нагрузка на крюке, кН
3) максимальная частота вращения стола, об/мин
4) подача, м /с
7. Аварии с бурильными трубами чаще происходят
1) При роторном бурении
2) При бурении с турбобуром
3) При бурении с ВЗД
4) Правильно 2 и 3
8. Окончательное заключение комиссии Госгортехнадзора при вводе буровой установки в
эксплуатацию
1) Акт о вводе буровой установки в эксплуатацию
2) Акт об испытаниях ограничителя подъема талевого блока
3) Акт об испытаниях нагнетательных линий насосов
4) Акт на электрооборудование и заземляющие устройства
9. Добавки, используемые для предотвращения прихватов
1) Пеногасители
2) КМЦ, ССБ
3) Нефть, СМАД
4) Все правильно
10. Что входит в состав буровой установки
1) Вышка, вибросито, насосы
2) Талевая система, насосы
3) Вышка, талевая система, привышечные сооружения
4) Вышка, ротор, привышечные сооружения
11. Что такое авария в процессе бурения
1) Поглощение промывочной жидкости
2) Бурение в многолетнемерзлых породах
3) Поломка и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот,
забойных двигателей. и т.д
4) Нарушение целостности стенок скважины: осыпи, обвалы, растворение, набухание
12. Особенность бурения с забойным двигателем
1) Ротор убирают, вместо него устанавливают забойный двигатель
2) Вал двигателя вращается в одну сторону, а бурильная колонна в другую
3) Вал двигателя с долотом вращается, а бурильная колонна не вращается
4) И ротор, и забойный двигатель одновременно вращают бурильную колонну, скорость
бурения увеличивается
13. Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию
1) Цементирование обсадных колонн
2) Установка эксплуатационной колонны
3) Пробивание отверстий в колонне при помощи перфоратора
4) Вызов притока жидкости из пласта
14. Наиболее распространенный способ бурения
1) Ударный
2) роторный
3) турбинный
4) Роторный и забойными двигателями
15. Что такое перфорация
1) Пробивание отверстий в эксплуатационной колонне и цементном камне за ней
2) Вырезание «окна» в обсадной колонне
3) Пробивание отверстия только в эксплуатационной колонне
4) Все правильно
16. В какой части бурильной колонны устанавливается забойный двигатель
1) Вместо ротора
2) В нижней части бурильной колонны
3) После ротора
4) Где угодно
17. Какой этап следует после цементирования обсадных колонн и проверки качества
цементирования
1) Проводят вызов притока
2) Ни чего не делают
3) Приступают к обвязке устья скважины
4) Сдают скважину в эксплуатацию
18. Шурф – это неглубокая скважина
1) Для опускания в нее ведущей трубы во время СПО и наращивания
2) Для закачки в продуктивные горизонты воды с целью поддержания пластового
давления
3) Служащая складом рядом с вышкой для укладки труб
4) Для опускания в нее бурильных труб во время СПО и наращивания
19. Время затвердения цементного раствора для кондуктора
1) 2 часа
2) 16 часов
3) 3 суток
4) 2 суток
20. Что такое бурильная свеча
1) Специальное устройство для освещения буровой в ночное время суток
2) Полый вал, соединяющий долото с наземным оборудованием
3) Инструмент для соединения бурильных труб между собой
4) Несколько свинченных между собой бурильных труб, с помощью которых
производится наращивание бурильной колонны
2 Вариант
1. Назначение цементировочных (разделительных) пробок
1) Предотвращение ГНВП
2) Промывка скважины
3) Отделение бурового раствора и продавочной жидкости от цементного раствора при
цементировании
4) Предупреждение осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважины
2. Методы монтажа буровых установок
1) Мелкоблочный, среднеблочный, крупноблочный
2) Агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный
3) Агрегатный, мелкоблочный, среднеблочный, крупноблочный
4) Агрегатный, крупноблочный
3. Цементный раствор с каким водоцементным отношением применяют в большинстве
случаев (В:Ц)
1) 0,2-0,3
2) 0,7-0,8
3) 0,8-0,9
4) 0,5-0,55
4. Для чего строится график совмещенных давлений
1) Для выбора числа обсадных колонн (направление, кондуктор, эксплуатационная
колонн)
2) Для выбора конструкции скважины
3) Для выбора числа промежуточных колонн
4) Для выбора последовательности применения способов бурения
5. При циркуляции от вертлюга промывочная жидкость поступает
1) В ведущую трубу
2) В насосы
3) В очистную систему
4) В приемную емкость
6. Что называется тампонажным материалом
1) Смесь вяжущих материалов, которые при затворении с водой образуют прочный
непроницаемый камень
2) Материалы, добавляемые в буровой и тампонажный раствор
3) Закупоривающие материалы, применяемые для ликвидации осложнений
4) Изоляционные материалы при добавлении закупоривающих материалов
7. Типы вышек
1) А-образные, П-образные
2) Мачтовые, А-образные
3) Башенные, трехопорные
4) Мачтовые, башенные
8. Назначение скребка
1) Поддержание соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны
2) Удаление глинистой корки со стенок скважины
3) Предотвращение ГНВП
4) Предохранение от износа бурильных труб
9. Назначение ротора
1) Спуск колонны бурильных труб
2) Остановка барабана лебедки
3) Вращение колонны
4) Подача бурового раствора
10. Какие данные необходимы при выборе конструкции скважины
1) Глубину скважин, Рпл, Ргидростат, дебит
2) Профиль скважины
3) Глубину скважины, способ бурения
4) Рпогл. бурового раствора
11. Основные параметры вышек
1) Максимальная нагрузка и размеры вышки
2) Глубина бурения и грузоподъемность на крюке
3) Максимальная нагрузки и глубина бурения
4) Размер вышки и глубина бурения
12. От чего зависит конструкция скважины
1) От выделенных денег на строительство скважины
2) От состава буровой бригады и времени суток
3) От геологических условий в районе
4) Все правильно
13. Составными элементами талевой системы являются
1) Лебедка, ротор, талевый канат, крюк
2) Лебедка, кронблок, талевый блок, талевый канат, крюк
3) Кронблок, талевй канат, талевый блок, крюк, вертлюг
4) Талевый канат, крюк, вертлюг, ротор
14. Какие данные входят в понятие «конструкция скважины»
1) Данные о глубине и диаметре ствола скважины
2) Количество, глубина спуска и номинальный диаметр обсадных колонн
3) Интервалы цементирования обсадных колонн
4) Все правильно
15. По технике безопасности вышки осматриваются
1) При длительной эксплуатации
2) Перед началом буровых работ
3) Перед спуском обсадных колонн
4) Все правильно
16. Что такое крепление скважины
1) Укрепление наземного оборудования рядом со скважиной
2) Спуск в скважину обсадной колонны и ее цементирование
3) Бурение скважины с промывкой укрепляющим раствором
4) Установка в скважине цементного моста
17. Разновидности талевых канатов
1) Без сердечника, с органическим сердечником.
2) С пластмассовый, металлическим сердечником.
3) С металлическим, органическим, пластмассовым сердечником.
4) Без сердечника, с металлическим сердечником.
18. Дать определение кустовому бурению
1) Бурение, при котором скважина имеет одно устье и несколько забоев
2) Бурение, при котором скважина имеет один забой и несколько устьев
3) Бурение, при котором в скважине пробуривается второй ствол
4) Бурение, при котором устья скважин находятся на небольшой площадке, а забои
расположены в соответствии с геологической сеткой разработки месторождения
19. Назначение штроп?
1) Удержание бурильных труб на весу
2) Подачи промывочной жидкости в скважину
3) Соединения крюка с вертлюгом
4) Соединения крюка с элеватором
20. При каком способе бурения чаще всего используются отклонители
1) С забойными двигателями
2) При бурении с ротором
3) При ударном бурении
4) Используются везде одинаково
3 Вариант
1. Назначение элеватора
1) Передачи вращения от ротора к долоту
2) Подачи промывочной жидкости в скважину
3) Захват и удержание на весу колонны бурильных труб при СПО и наращивании
4) Превращение поступательного движения талевой системы во вращательное движение
бурильной колонны
2. Отклонители – это
1) Технические средства, которые используются вместо ротора и забойного двигателя
2) Технические средства, применяемые для естественного искривления скважин
3) Технические средства, применяемые для искусственного искривления скважин
4) Все правильно
3. Какой инструмент вставляется в ротор при СПО
1) Клинья
2) Штропы
3) Ключ
4) Крюк
4. Основные приборы для измерения углов ННС и ГС
1) Термометрия, кавернометрия
2) Инклинометр, телеметрия
3) Петросяна, Шангина-Кулигина
4) Лошкарева, Асибарушева
5. Инструмент для свинчивания-развинчивания бурильных труб
1) Ротор
2) Ключ АКБ
3) Вручную
4) Гаечные ключи
6. Разновидности инклинометров
1) Забойные, проводящие измерения и передачу информации в процессе бурения
2) Автономные, опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию
только после подъема инструмента
3) Инклинометры, спускаемые в скважину на кабеле или тросе
4) Все правильно
7. Назначение вертлюга
1) Передача вращения от ротора к долоту
2) Проведение спуско-подъемных операций
3) Захват и удержание на весу колонны бурильных труб при СПО и наращивании
4) Превращение поступательного движения талевой системы во вращательное движение
бурильной колонны и подача промывочной жидкости на забой
8. Дать определение зенитному углу
1) Это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью
2) Это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси
скважины, измеренный по часовой стрелке
3) Это расстояние между устьем и забоем по оси
4) Это угол между горизонтальной плоскостью и осью скважины
9. Назначение бурового насоса
1) Подача под давлением промывочной жидкости в скважину
2) Проведения спуско-подъемных операций
3) Захвата и удержание на весу колонны бурильных труб при СПО и наращивании
4) Вращение бурильной колонны
10. Дать определение азимуту
1) Это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью
2) Это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси
скважины, измеренный по часовой стрелке
3) Это расстояние между устьем и забоем по оси
4) Это угол между горизонтальной плоскостью и осью скважины
11. Скважины бывают следующих типов
1) Многозабойные, кустовые
2) Эксплуатационные, нагнетательные, специальные
3) Структурные, поисковые, разведочные
4) Все правильно
12. К параметрам режима бурения относятся
1) Vмех, Рд, Q, Nд
2) Рд, Q, Nд.
3) Рд, Q, Nд, качество промывочной жидкости
4) Vмех, Рд, Q, качество промывочной жидкости
12. Дать определение абразивности горных пород
1) Способность изнашивать породоразрушающий инструмент в процессе взаимодействия
с породой
2) Способность оакзывать сопротивление проникновению в нее породразрушающего
инструмента
3) Свойство горной породы после воздействия внешней нагрузки и ее последующего
удаления оставаться в деформированном состоянии
4) Свойство, характеризующее разрушаемость горной породы
14. Меры, предпринимаемые для ликвидации растворений
1) Использование солестойких или безводных буровых растворов
2) Использование компоновки исключающей самопроизвольной искривление
3) Использование предохранительных колец
4) Все правильно
15. Классификация долот по конструкции промывочных устройств и способу
использования
1) Струйные и с насадками
2) С насадками и боковыми отверстиями
3) Центральные и гидромониторные
4) Продувочные, проточные
16. Способы предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах
1) Сохранение отрицательной температуры стенок скважины
2) Продувка воздухом
3) Охлаждение промывочной жидкости
4) Все правильно
17. Типы опор шарошек
1) На подшипниках качения
2) На одном подшипнике скольжения (остальные качения)
3) Два подшипника скольжения и более с герметизацией уплотнительными кольцами и
резервуарами для смазки
4) Все правильно
18. Меры, предпринимаемые для предупреждения поглощений бурового раствора
1) Увеличение плотности бурового раствора
2) Увеличение давления на стенки скважины
3) Использование опорно-центрирующих элементов
4) Уменьшение давления на стенки скважины и заливка цементных паст и
быстросхватывающихся смесей в поглощающие каналы
19. Долота для специальных целей
1) Для расширения, калибровки, разбуривания металла
2) Для отбора керна
3) Алмазные долота
4) Все правильно
20. В каких породах происходит растворение
1) Глины
2) Соляные породы
3) Высокопластичные породы
4) Все правильно
4 Вариант
1. Меры, предпринимаемые для предупреждения поглощений бурового раствора
1) Увеличение плотности бурового раствора
2) Увеличение давления на стенки скважины
3) Использование опорно-центрирующих элементов
4) Уменьшение давления на стенки скважины и заливка цементных паст и
быстросхватывающихся смесей в поглощающие каналы
2. Что в шифре долота III-215,9 СЗ-ГАУ обозначает буква Г
1) Вид долота
2) Количество шарошек
3) Вид промывки Г — гидромониторная (боковая) промывка
4) Вид герметизации конструкций
3. В каких породах происходит растворение
1) Глины
2) Соляные породы
3) Высокопластичные породы
4) Все правильно
4. Что в шифре долота III-215,9 СЗ-ПГ обозначает ПГ
1) Центральная промывка
2) Боковая промывка
3) Центральная продувка
4) Боковая продувка
5. Меры, предпринимаемые для предупреждения обвалов и осыпей
1) Бурение без выхода бурового раствора на поверхность
2) Уменьшение плотности бурового раствора
3) Увеличение плотности бурового раствора, высокие механические скорости проходки
4) Уменьшение давления на стенки скважины
6. Что в шифре долота III-215,9 СЗ-ГНУ обозначает НУ
1) На одном подшипнике скольжения (остальные качения) с герметизацией
уплотнительными кольцами и резервуаром для смазки
2) На двух подшипниках скольжения и более с герметизацией
3) На двух подшипниках качения и двух скольжения
4) Все подшипники качения
7. Меры, предпринимаемые для предупреждения ползучести горных пород
1) Разбуривание отложнений, которые склонны к ползучести с промывкой утяжеленным
глинистым раствором
2) Использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной
колонны, при которой искривление практически сводится к нулю
3) Подъем цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважин
на 50-100 м. выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести
4) Все верно
8. В чём особенность алмазных долот
1) Не имеют самостоятельно вращающихся частей
2) Спускается на канате
3) На колонне НКТ
4) Используются только в очень мягких породах
9. Из чего состоит инструмент для отбора керна
1) Бурильная головка, долото, турбобур
2) Бурильная головка, внешний корпус, внутренняя колонковая труба, кернодержатель
3) Долото, кернодержатель
4) Бурильная головка, турбобур, внутренняя колонковая труба, кернодержатель
10. Причины желобообразования
1) Большие углы перегиба ствола скважины, большая длина бурильных труб
2) Понижение плотности бурового раствора
3) Большая плотность бурового раствора, большой диаметр скважины
4) Все правильно
11. Для чего в снаряде для колонкового бурения применяется кернодержатель
1) Для создания дополнительной нагрузки
2) Всё правильно
3) Отрыва и удержания керна
4) Промывки скважины
12. Поглощение – это
1) Полная или частичная потеря бурового раствора при циркуляции в процессе бурения
2) Понижение плотности бурового раствора
3) Очистка забоя скважины от выбуренной породы
4) Отделение более или менее крупных частиц породы и попадание их в ствол
13. Какой колонковый снаряд применяется в трудноотбираемых породах
1) Силур
2) Милур
3) Недра
4) Кембрий
14. Осыпи – это
1) Полная или частичная потеря бурового раствора при циркуляции в процессе бурения
2) Отделение более или менее крупных частиц породы и попадание их в ствол
3) Понижение плотности бурового раствора
4) Потеря бурового раствора в приемных емкостях
15. Назначение фрезерных долот
1) Бурение скважин в малообразивных породах
2) Разбуривания цементных мостов, разбуривания металла
3) Бурение с одновременным расширением
4) Фрезерование стенок скважины
16. Дать определение осложнению
1) Поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи, обвалы, затяжки, поступление в
скважину Н2S
2) Затруднения промывки скважины, вызванное набуханием стенок скважины.
3) Затруднение подъема бурильной колонны
4) Возникновение в скважине таких явлений, при которых возможно вести нормальный
процесс бурения
17. При каком проценте потери алмазов алмазное долото считается отработанным
1) 50%
2) 70%
3) 40%
4) при полном износе
18. Какая ступень очистки не используется при применении утяжеленного бурового
раствора
1) Вибросита
2) Дегазаторы
3) Гидроциклонные шламоотделители
4) Используются те же устройства, что и при неутяжеленном
19. Назначение расширителей
1) Расширение ствола скважины
2) Расширение забоя
3) Расширение устья
4) Калибровка ствола
20. Наиболее широко в виброситах используются сетки с
1) Прямоугольным переплетением проволок
2) С диагональным переплетением проволок
3) С двойным голландским дном
4) С квадратным переплетением проволок
5 Вариант
1. По характеру разрушения породы буровые долота классифицируются
1) Режуще-скалывающего действия
2) Дробяще-скалывающего действия
3) Истирающе-режущего действия
4) Все правильно
2. Время затвердения цементного раствора для кондуктора
1) 2 часа
2) 16 часов
3) 3 суток
4) 2 суток
3. По назначению долота делятся
1) Для сплошного и колонкового бурения
2) Для сплошного бурения, для колонкового бурения, для специальных целей
3) Для сплошного бурения, для расширения и калибровки скважины
4) Для колонкового бурения, для специальных целей
4. Назначение цементировочных (разделительных) пробок
1) Предотвращение ГНВП
2) Промывка скважины
3) Отделение бурового раствора и продавочной жидкости от цементного раствора при
цементировании
4) Предупреждение осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважины
5. Назначение лопастных долот
1) Бурение крепких и очень крепких пород
2) Бурение любых пород
3) Бурения абразивных пород
4) Бурения мягких и средних пород
6. Цементный раствор с каким водоцементным отношением применяют в большинстве
случаев (В:Ц)
1) 0,2-0,3
2) 0,7-0,8
3) 0,8-0,9
4) 0,5-0,55
7. По назначению долота делятся
1) Для сплошного и колонкового бурения
2) Для сплошного бурения, для колонкового бурения, для специальных целей
3) Для сплошного бурения, для расширения и калибровки скважины
4) Для колонкового бурения, для специальных целей
8. Для чего строится график совмещенных давлений
1) Для выбора числа обсадных колонн (направление, кондуктор, эксплуатационная
колонн)
2) Для выбора конструкции скважины
3) Для выбора числа промежуточных колонн
4) Для выбора последовательности применения способов бурения
9. Преимущество алмазных долот
1) Узкая область применения
2) Повышенные требования к предварительной подготовке ствола
3) Сокращение числа СПО
4) Все верно
10. Что называется тампонажным материалом
1) Смесь вяжущих материалов, которые при затворении с водой образуют прочный
непроницаемый камень
2) Материалы, добавляемые в буровой и тампонажный раствор
3) Закупоривающие материалы, применяемые для ликвидации осложнений
4) Изоляционные материалы при добавлении закупоривающих материалов
11. Особенность шарошечных долот
1) Инструмент для специальных целей
2) Не имеет самостоятельно движущихся частей
3) Имеет самостоятельно движущиеся части
4) Оснащен алмазными вставками
12. Назначение скребка
1) Поддержание соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны
2) Удаление глинистой корки со стенок скважины
3) Предотвращение ГНВП
4) Предохранение от износа бурильных труб
13. Бурение алмазными долотами не разрешается
1) В абразивных породах
2) В песчаниках
3) В известняках
4) В доломитах
14. Какие данные необходимы при выборе конструкции скважины
1) Глубину скважин, Рпл, Ргидростат, дебит
2) Профиль скважины
3) Глубину скважины, способ бурения
4) Рпогл. бурового раствора
15. Шарошечные долота изготавливаются
1) Трехшарошечными
2) Одношарошечными
3) Двухшарошечными
4) Все правильно
16. От чего зависит конструкция скважины
1) От выделенных денег на строительство скважины
2) От состава буровой бригады и времени суток
3) От геологических условий в районе
4) Все правильно
17. Для оценки работ долот используют показатель
1) Циклическая скорость
2) Механическая скорость
3) Крутящий момент долота
4) Все правильно
18. Какие данные входят в понятие «конструкция скважины»
1) Данные о глубине и диаметре ствола скважины
2) Количество, глубина спуска и номинальный диаметр обсадных колонн
3) Интервалы цементирования обсадных колонн
4) Все правильно
19. Рейсовую скорость проходки находят по формуле
1) Vp = Н/(Тбур+Тспо)
2) Vp = h/Tбур.
3) Vp = h/Тспо
4) Vр=Н/Дскв
20. Что такое крепление скважины
1) Укрепление наземного оборудования рядом со скважиной
2) Спуск в скважину обсадной колонны и ее цементирование
3) Бурение скважины с промывкой укрепляющим раствором
4) Установка в скважине цементного моста