
- •3.Физические и физико-химические свойства нефти.
- •4.Свойства природного газа.
- •5.Понятие «ловушка» ув. Классификация ловушек.
- •6.Понятие «залежь» ув. Классификация залежей.
- •7.Первичная и вторичная миграция ув.
- •8.Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
- •9.Основные закономерности размещения месторождений ув.
- •10.Нефтегазогеологическое районирование.
- •11.Основные нефтегазоносные провинции мира.
- •12. Основные нефтегазоносные провинции рф.
- •13.Нефтегазоносность рс(я).
- •1.2 Непско-Ботуобинские нефтегазовые месторождения
- •2.1 Географическое положение Тас-Юряхского нефтегазоносного месторождения
- •2.2 Нефть ботуобинского горизонтат Тас-юряхского месторождения
- •14.Основные показатели нефтегазового пласта.
- •15.Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.
- •16.Абсолютная и фазовая и относительная проницаемости. Формулы.
- •17.Удельная поверхность горных пород. Формула.
- •18.Виды залежей.
- •19.Состав и классификация нефти.
- •20.Давления насыщения нефти газом.
- •21.Растворимость газа и нефти. Коэффициент растворимости. Формула.
- •22.Нефтеотдача пласта.
- •23.Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
- •25. Ротор. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров ротора.
- •26. Вертлюги. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров вертлюга.
- •28.Буровые лебедки. Назначения, технологические функции и основные требования. Классификация. Тормозные устройства буровой лебедки. Назначения и классификации.
- •31. Буровые вышки. Назначения, основные требования, классификация. Башенные и мачтовые вышки. Основные параметры и технические характеристики. Классификация нагрузок, действующие на буровые вышки.
- •32. Последовательность проектирования конструкции скважины. Факторы, учитываемые при проектировании.
- •33. Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами.
- •34. Принципы выбора способа бурения: основные критерии выбора, учет глубины скважины, температуры в стволе, осложненности бурения, проектного профиля и др. Факторов.
- •35. Выбор типа долота и режима бурения: критерии выбора, способы получения информации и её обработки для установления оптимальных режимов, регулирования величины параметра.
- •36. Принципиальная схема опробования продуктивного горизонта с помощью пластоиспытателя на трубах
- •37. Принципиальная схема одноступенчетого цементирования. Изменения давления в цементировочных насосах, учавсвующих в этом процессе.
- •38.Принципиальная схема двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Достоинство и недостатки.
- •39. Принцип расчета обсадной колонны на прочность при осевом растяжении для вертикальных скважин. Специфика расчета колонн для наклонных и искривленных скважин.
- •40. Основные факторы , влияющие на качество цементирование скважин и характер их влияния .
- •42. Способы оборудования нижнего участка скважины в зоне продуктивного пласта. Условия, при которых возможно применение каждого из этих способов.
- •43. Факторы, учитываемые при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины.
- •44. Выбор колонкового набора для получения качественного керна.
- •45. Конструктивные особенности и области применения бурильных труб.
- •46. Принципы расчета бурильной колоны при бурении забойным двигателем.
- •47.Принципы расчета бурильной колонны при бурении роторным способом
- •48.Режим бурения. Методика его оптимизации
- •49. Классификация методов возбуждения притока при освоении скважин.
- •50. Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины.
- •51. Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения.
- •52. Горно-геологические характеристики разреза, влияющие на возникновение осложнений их предупреждение и ликвидация.
- •53. Совмещенный график давлений при осложнении. Выбор первого варианта конструкции скважин.
- •54. Схема циркуляционной системы скважин.
- •55. Гидравлическое давление глинистых и цементных растворов после остановки циркуляции.
- •56. Поглощения. Причины их возникновения .
- •57. Поглощение в породах с закрытыми трещинами. Особенности индикаторных кривых. Гидроразрыв и его предупреждение.
- •58. Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений
- •59. Способы борьбы с поглощением в процессе вскрытия зоны поглощения
- •60. Гнвп.Их причины,признаки поступления пластовых флюидов. Классификация и распознование видов проявлений.
- •61. Установка цементных мостов. Особенности выбора рецептуры и приготовления тампонажного раствора для установки мостов.
- •63. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. Параметр , параметр а.П.Крылова Nкр.
- •64. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
- •65. Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.
- •66. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.
- •68. Задача рациональной разработки.
- •70.Объект и система разработки.
- •71.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •72. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
- •73. Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
- •74.Факторы, влияющие на выделение объектов разработки.
- •75. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме
- •76. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.
58. Оценка эффективности работ по ликвидации поглощений
Ликвидация поглощения и ухода промывочной жидкости в основном сводится к закачке в зону поглощения тампонирующих смесей: цементного раствора с добавкой ускорителей схватывания, глинисто-цементных, глинисто-гипсовых и других смесей с различными наполнителямивелики затраты времени и средств на ликвидацию поглощения промывочной жидкости, особенно в условиях бурения скважин в интервалах трещиноватых пород .Сравнительно низкая эффективность работ по ликвидации поглощения промывочной жидкости связана с тем, что применяемые в настоящее время тампонирующие составы на основе цементного и 'глинистого растворов требуют точной дозировки компонентов и поддержания физических условий для предупреждения преждевременного схватывания, проникновение их в мелкие трещины ограничено, а сопротивляемость схватившегося тампона к воздействию гидродинамического давления слабая.Перечисленные недостатки тампонирующих материалов, применяемых для ликвидации поглощений промывочной жидкости, можно исключить путем использования вязкоупругих составов.Достаточно указать, что на ликвидацию поглощения в среднем затрачивается до 10% календарного времени бурения скважин и расходуется значительное количество материалов (цемента, соли и др.Для ликвидации поглощения были произведены неоднократные заливки цементным раствором (по 3 м3 каждая) в интервалах 2150— 2163, 2150—2168, 2157—2182, 2150—2185 и 2155—2216 м, которые привели к уменьшению интенсивности поглощения до 10 м3 при восстановлении циркуляции и 5 м3/ч в ходе бурения.
Поэтому, естественно, что в данном случае простота и надежность применяемого способа ликвидации поглощения имеют особо важное значение.
Однако, несмотря на значительное усовершенствование техники и технологии крепления скважин, в настоящее время все еще велики потери, связанные с ликвидацией дефектов крепления скважин (негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн, некачественное разобщение пластов и др.В настоящее время ликвидация пропусков резьбовых соединений обсадных колонн осуществляется закачкой под давлением тли-.
Недостатки, присущие применяемым в настоящее время способам ликвидации негерметичностей обсадных колонн, можно исключить путем использования в качестве изолирующего материала вязкоупругого состава [136], свойства и применение которого при цементировании, а также для очистки ствола бурящейся скважины рассмотрены выше.Основанием для предположения о возможности использования вязкоупругого состава при ликвидации негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн является его способность приобретать нербходимые прочностные свойства, регулируемые соответствующим подбором компонентов по истечении некрто-рого времени; помимо указанного, вязкоупругий состав, являясь водным раствором, хорошо прокачивается через любые местные сопротивления, не содержит частиц, размером больше надмолекулярных образований растворенного полимера (ПАА), не токсичен, нейтрален к контакту с углеводородными жидкостями, применение его не связано с опасностью прихвата насосно-компрессорных труб, как, например, при использовании цементного раствора, в связи с чем отпадает необходимость в точном расчете его количества и разработке специальных мероприятий по ограничению зоны перемешивания.
При бурении скважин для ликвидации поглощения промывочной жидкости, забуривання вторых стволов, изоляции пластов и при других операциях широко применяется технология установки цементных мостов (УЦМ), осуществляемая в такой последовательности.
Приведенные в данной главе материалы преследуют цель показать на конкретных примерах преимущества применения указанных методов обработки промысловых данных, в частности в решении проблемы предупреждения и ликвидации осложнений.
Заколонные проявления после цементирования обсадных колонн нередко переходят в грифонообразование, ликвидация которого связана со значительными затратами средств и времени.Таким образом, применение метода распознавания образов позволяет без дополнительных затрат и изменения применяемой технологии повысить успешность предупреждения и ликвидации грифонообразования и других видов осложнений проводки скважин.Эффективность применения тампонажных паст для ликвидации зон поглощения.В связи с этим установление природы причин осложнений и разработка на основе этого мероприятий по предупреждению и ликвидации их являются одним из основных резервов повышения эффективности буровых работ.