- •1. Индексы и градиенты давлений, их роль в проектировании конструкции скважин, бурении и креплении.
- •3. Факторы, определяющие конструкцию скважины.
- •4. Принципы проектирования конструкции скважин.
- •10. Понятие о совершенстве вскрытия пласта скважиной.
- •11. Факторы, определяющие выбор способа вхождения в продуктивную залежь.
- •15. Особенности конструкции горизонтальных скважин.
- •22. Применение пав при первичном вскрытии пластов.
- •23. Проблемы вторичного вскрытия пластов.
- •24. Способы перфорации и их сравнительная оценка.
- •25. Достоинства и недостатки вскрытия продуктивных пластов на депрессии.
- •26. Применение газообразных агентов для вскрытия пластов.
- •28. Применение пен для вскрытия пластов с анпд.
- •29. Проблемы вскрытия пластов с авпд.
- •30. Оборудование устья скважины. Колонные головки (основные элементы, принципы выбора и применения).
- •31. Плашечные превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения).
- •34. Принципы выбора и комплектации устьевого оборудования при вскрытии пластов с авпд.
- •35. Назначение основных элементов в схемах обвязки пво.
- •36. Обсадные трубы с треугольной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
- •37. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
- •40. Обсадные трубы больших диаметров. Толстостенные трубы. (Особенности, достоинства и недостатки).
- •41. Прочность труб и их соединений на растяжение.
- •44. Влияние овальности труб на их сопротивляемость.
- •46. Импортные трубы и их соединения. Сравнительная оценка с отечественными трубами.
- •48. Факторы, учитываемые при определении внутренних давлений, действующих на обсадные колонны.
- •49. Определение внутренних и наружных избыточных давлений.
- •Определение наружных давлений
- •50. Принципы расчета обсадных колонн для нефтяных скважин.
- •51. Особенности расчета обсадных колонн для газовых скважин.
- •54. Необходимость натяжения обсадных колонн и принципы определения величины натяжения.
- •56. Требования к тампонажным материалам.
- •57. Химико-минералогический состав портландцемента.
- •59. Роль добавок модификаторов, вводимых в цемент при его получении.
- •70. Регулирование плотности тампонажных растворов.
- •71. Роль фильтрационных свойств раствора при заканчивании скважин и регулирование фильтрации.
- •73. Механизм комкования цементов при хранении и проблемы крепления скважин.
- •74. Восстановление свойств цементов длительного хранения.
- •77. Спуск обсадных колонн в скважину.
- •80. Агрегаты для закачки и продавки цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
- •81. Агрегаты для приготовления цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
- •82. Вспомогательные агрегаты, применяемые при цементировании (виды, назначение, характеристики, возможности).
- •85. Прямое одноступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
- •86. Прямое двухступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
- •89. Комбинированное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
- •90. Применение усип для цементирования скважин (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
- •92. Обвязка цементировочной техники.
- •94. Определение количества цементировочной техники.
- •102. Проблемы крепления горизонтальных скважин.
- •103. Методы оценки качества первичного цементирования.
- •121. Проблемы бурения скважин на сероводородсодержащих месторождениях.
- •122. Ликвидация и консервация скважин.
70. Регулирование плотности тампонажных растворов.
Плотность тампонажного раствора зависит от состава приготовляемого раствора и относительного водосодержания.
71. Роль фильтрационных свойств раствора при заканчивании скважин и регулирование фильтрации.
72. Роль седиментационной устойчивости тампонажных растворов в разобщении пластов и регулирование седиментационной устойчивости. Из наиболее перспективных и реальных путей повышения качества разобщения пластов является повышение стабильности и седиментационной устойчивости применяемых тампонажных. растворов. Под седиментационной устойчивостью понимается устойчивость тампонажного раствора к воздействия гравитационные сил, приводящих к разделению дисперсной среды и дисперсионной фазы. Седиментационную устойчивость тампонажных растворов принято оценивать величиной водоотделения - количеством выделившейся воды затворения, или удельным водоотделением - количеством отделившейся воды затворения, отнесенным к объему цементного раствора или к объему воды затворения.
Действительно, для полной гидратации цементного клинкера необходимо 22-23 % воды. С целью обеспечения подвижности цементного раствора при цементировании обсадных колонн количество воды увеличивается до 45-50 % от веса сухого цемента. При этом цементные зерна в начальный период обладают невысокой силой сцепления между собой, а суспензионная среда - невысокой вязкостью. Вследствие этого твердые составляющие оседают, а вода затворения поднимается вверх.
Наиболее слабые звенья структуры находятся на, контакте с внешней средой (стенка скважины, глинистая корка, стенка обсадной трубы), поэтому здесь и происходит сдвиг отдельных цементных зерен, приводящий к нарушению целостности структуры. Экспериментальными исследованиями, установлено, что недостаточная седиментационная устойчивость тампонажных растворов приводит к развитию целого ряда явление, таких как: 1. увеличение проницаемости цементного камня вдоль направления движения восходящей при седиментации жидкости затворения. Проницаемость образцов из цементного камня вдоль направления фильтрации жидкой фазы на 20-40 % выше, чем в радиальном направлении; 2. нарушение сплошности тампонажного камня в затрубном пространстве в поперечном направлении в результате образования водяных "поясов"; в продольном направлении - в результате появления каналов различной протяженности, промытых восходящим потоком воды и др.
73. Механизм комкования цементов при хранении и проблемы крепления скважин.
74. Восстановление свойств цементов длительного хранения.
75. Защита обсадных колонн от износа и коррозии. Защита от износа вооружением буровых долот созданы универсальные двухслойные оболочки наносимые на боковые режущие поверхности инструмента. Применение спец. наддолотных центраторов со съемным центрирующим протектором из резины. Спец. предохранительные кольца, которые надеваются на бурильный замок, либо в средней части трубы. Периодическое проворачивание бурильных труб, во избежание выработки на изогнутых участках. В качестве устьевой использовать наиболее толстостенную трубу.
76. Подготовка к спуску обсадных колонн. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины подготавливают и проводят ряд работ. В процессе последнего долбления перед электрометрическими работами буровой раствор обрабатывают соответствующими добавками с целью повышения его качества и уменьшения прихвата бурильных и обсадных колонн. Проводят комплекс электрометрических работ. Результат полученных измерений позволяет установить состояние ствола пробуренной скважины, а именно устанавливают интервалы сужений, уширений, желобных выработок, номинальный диаметр скважины, места резких перегибов. Все эти данные позволяют определить места установки на колонне центраторов, скребков, турбулизаторов, расчитать количество тампонажных материалов, выбрать тип буферной жидкости. Главным условием для доведения колонны до проектной глубины является устранение сужений и уступов, образовавшихся при бурении. Для этого после электрометрических работ производят проработку и калибровку ствола скважины. Проработку ствола скважины производится тем же способом и с той же бурильной компановкой, которая применялась при бурении последнего интервала скважины. В процессе проработки контролируется качество бурового раствора, которое должно быть таким же, как и при бурении. Контролируется выход раствора на устье. В случае увеличения выноса шлама при проработке очередное наращивание бурильных труб производить только после полной очистки раствора от шлама. При проработке ствола расход жидкости и скорость восходящего потока бурового раствора должна быть таким же, как и при бурении последнего интервала. Подавать долото следует непрерывно, не допуская длительной работы на одном месте во избежание забуривания нового ствола. После проработки ствол скважины шаблонируют. После достижения забоя необходимо закончить обработку глинистого раствора соответствующими химическими реагентами для получения минимальных допустимых вязкости,статистического напряжения сдвига, водоотдачи и липкости фильтрационной корки. На забое скважину промывают в течении двух циклов и раствор должен быть очищен от шлама. Подъем бурильного инструмента должен сопровождатся непрерывным доливом скважины. Места “затяжек” должны прорабатыватся повторно.