- •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.
82. Вспомогательные агрегаты, применяемые при цементировании (виды, назначение, характеристики, возможности).
Усреднительная емкость УСО-20 – предназначена для перемешивания приготовленного тампонажного раствора для улучшения структуры раствора. Работа УСО-20 аналогична работе бетономешалки. СКЦ –2 М – станция контроля цементирования. Показатели параметров цементирования СКЦ –2 М – параметр тампонажного раствора- удельный вес, показание давления, расход тампонажного цемента и продавочной жидкости, объем закачиваемых в скважину смесей. Самоходный блок манифольдов БМ –700 – предназначен для соединения напорных трубопроводов с устьем скважины, а также для раздачи продавочной жидкости агрегатам при цементировании. БМ 700 снабжена трубопроводом, на котором монтируются датчики СКЦ.
83. Оснастка обсадных колонн (назначение, виды, особенности конструкции, достоинства и недостатки). Технологическая оснастка обсадных колонн - определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования. К оснастке обсадных колонн относятся разнообразные типоразмерные модификации башмаков, обратных клапанов, скребков, турбулизаторов, МСЦ, колонные пакера и другие изделия разового использования. Колонные башмаки –для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске. Башмаки представлят собой короткие толстостенные стальные патрубки, которые одним концом присоединяют к низу обсадной колонны на резьбе, второй конец оборудован направляющей насадкой , изготовленной чугуна, алюминия, цемента и других материалов. Обратные клапаны – предназначены для предотвращения перелива бурового или тампонажного раствора из обсадной колонны на разных стадиях крепления скважины. По принципу действия различают три основные группы обратных клапанов: 1.полностью исключающих перемещение жидкости из заколонного пространства в колонну при ее спуске в скважину; 2.обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью при определенном перепаде давления над клапаном и в заколонном пространстве но исключающих возможность обратной циркуляции жидкости; 3.обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны при спуске в скважину и позволяющих вести промывку скважины методом обратной циркуляции. В настоящее время в оснастку э/колонны применяют клапаны первой и третьей группы. К первой группе относятся – обратный тарельчатый клапан. К третьей группе относятся – обратный клапан ЦКОД (цементировочный клапан ограничительный дроссельный). Центраторы –для обеспечения концетричного размещения обсадной колонны в скважине, что обусловливает качественное разобщение пластов .Центраторы не только предотвращают прилегание обсадных труб к стенке скважины, но и выполняют следующие функции: облегчают спуск обсадной колонны благодаря снижению трения между трубами и стенкой скважины; увеличивают степень вытеснения буферной жидкости тампонажным раствором при цементировании обсадной колонны вследствии образования завихрений восходящего потока жидкости за каждым центратором. Скребки - устанавливают на обсадной колонне для разрушения глинистой корки на стенках скважины при спуске э/колонны, а также для обеспечения монолитности цементного камня за обсадной колонной. Турбулизаторы - устанавливают на обсадной колонне для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. МСЦ – применяют ее для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту, уменьшения дипрессии на продуктивные горизонты. При оснащении обсадных колонн муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во время между ступенями, так и без него (пакер ПДМ). Пакер ПГМД – его применяют в том случае, когда продуктивный горизонт характеризуется нефтеводонасыщенностью или водяные горизонты находятся в непосредственной близости от нефтяного через небольшое расстояние – перемычку.
84. Обоснование и выбор места установки элементов оснастки обсадных колонн. Обратные клапаны монтируют в башмаке колонны, или на 8-10 м выше него. Общее количество центраторов должно быть откорректировано перед спуском обсадной колонны по результатам геофизических работ. Устанавливаются центраторы по всему стволу скважины. Против проницаемых продуктивных горизонотов в интервале перфорации число центраторов в колонне следует увеличить для повышения монолитности цементного камня за колоннй. Расстояние между центраторами колеблется от 10 до 20 метров. Не желательно устанавливать их в зоны кавернозных учстков ствола. Скребки рекомендуется устанавливать рядом с центраторами выше и ниже каждого из них. В интервале перфорации обсадной колонны целесообразно устанавливать скребки на трубах через каждых о.5 м, для образования упрочненного цементного камня и создания условий, препятствующих растрескиванию цементного камня при перфорации. Турбулизаторы рекомендуется устанавливать против зон уширений ствола скважины на расстоянии 3 м друг от друга. В стволе скважины МСЦ рекомендуется ставить в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны и желобообразования. Согласно геофизических исследований определяют интервал залегания нефти и интервал воды, и если перемычка между ними небольшая, во избежания перетока воды в нефть, в интервале перемычки устанавливают пакер ПГМД.