
- •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.
89. Комбинированное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
90. Применение усип для цементирования скважин (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
91. Цементирование потайных колонн и колонн, спускаемых секциями (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки). Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны осущ-ют на колонне бур. труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой. Для цементир.секций и потайных колонн исп-ют способ одноциклового цементир.с одной разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соотв-щий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца БК), и упругой пробки малого диаметра, которая может свободно проходить по колонне бурильных труб. Упругую пробку вводят в бур. колонну вслед за тампонажным р-ром, под давлением продав. ж-ти она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удерживающие проходную пробку на БК, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывоной жидкости остатки цементного раствора вымываются из колонны. Крепление скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет: перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования; надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные между собой мощной устойчивой толщей горных пород; применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину; экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.
92. Обвязка цементировочной техники.
93. Определение количества материалов для цементирования. Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Цементирование может быть осуществлено раствором на основе тампонажного портландцемента на всю высоту, либо частично. В последнем случае оставшаяся часть заполняется облегченным (утяжеленным) тампонажным раствором. Условно разделим применяемые в этом случае тампонажные растворы на "бездобавочные" и "облегченные".
Объем "бездобавочного" тампонажного раствораVб:
.
Объем "облегченного" тампонажного раствора:
,
где: Lб- высота подъема "бездобавочного" тампонажного раствора в заколонном пространстве, м; 1с - расстояние от башмака обсадной колонны до кольца "стоп", м.
Потребное количество тампонажного материала.
Количество
тампонажного материала (портландцемента)
для приготовления единицы объема
"бездобавочного" тампонажного
раствора:
Потребное количество материалов для приготовления единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности (ρ0) определяется из решения системы уравнений:
где: В/Т- водотвердое отношение; аi- массовая доля i - го компонента твердого вещества в тампонажной смеси;ρTi - плотность i - го компонента твердого вещества тампонажной смеси, кг/м3;ρж- плотность жидкости затворения, кг/м3.
Общая
масса тампонажного материала для
приготовления тампонажных растворов
(
):
г
де:
Кт=1,03-1,06-
коэффициент, учитывающий потери цемента
при транспортировке и затворении.
Масса компонентов тампонажной смеси:
Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов:
где: Ке=1,06-1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.
Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала.
Необходимый объем продавочной жидкости:
где: Vм- объем трубопроводов, связывающий цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3. Принимается равным =0,5м3 Δ- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается равным 1,02 - 1,04).