- •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.
121. Проблемы бурения скважин на сероводородсодержащих месторождениях.
122. Ликвидация и консервация скважин.
Скважину ликвидируют, если при использовании ее не получен промышленного значения приток ни из одного горизонта. Для этого устанавливается цементный мост против каждого испытываемого горизонта. Кровля и подошва цементного моста должна быть соответственно на 20-30 м выше и ниже верхних и нижних перфорационных отверстий. Допускается, при условии близкого расположения горизонтов установку одного моста. При этом кровля моста должна быть как минимум на 50 м выше перфорационных отверстий. Если на площади нет газовых или нефтегазовых пластов, а также пластов насыщенных пластовыми водами разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы. На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором указывается номер скважины, название площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.
Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной должны быть прихвачены к колонне. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, - то кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м устанавливают пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем устанавливается бетонная тумба размером 111 м.
В тех случаях, когда из скважины получен промышленный приток, а разбуриваемая площадь не готова к эксплуатации, то скважину консервируют. Консервация должна быть осуществлена таким образом, что бы при этом не были нарушены коллекторские свойства самого пласта.
Способ консервации зависит от длительности консервации и пластового давления. Нижний участок заполняют нефтью или другой жидкостью, не вызывающей загрязнения пласта, выше интервала перфорации устанавливают цементный мост высотой не менее 25 м. Пространство над мостом заполняют седиментационно устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно превышать пластовое давление на 5-10 %. В условиях многолетнемерзлых пород интервал от устья до подошвы М.М.П. плюс 50-100 м должен заполняться незамерзающей жидкостью (соляровое масло, раствор CaCI2). На период консервации НКТ остаются в эксплуатационной колонне над цементным мостом. Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают, на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.