- •1. Методы проектирования режимов бурения и их выбор
- •2.Влияние расхода бур.Р-ра на процесс и показатели бурения Выбор оптимальной производительности буровых насосов.
- •3. Условия работы бурильнойколонны
- •5. Принцип рациональной отработки буровых долот
- •6.Причины возникновения аномальных пластовых давлений, их прявление в процессе бурения
- •8. Гнвп. Причины, предупреждение, ликвидация.
- •9.Основные закономерности ргп долотами различного типа.
- •10. Причины и механизм самопроизвольного искривлений скважин
- •11 Признаки поступления пластовых флюидов в скважину при бурении.
- •12. Абразивность горных пород. Методы определения и классификация горных пород по абразивности
- •13. Способы принудительного искривления скважин в заданном направлении.
- •14. Влияние пж на качество вскрытия продуктивных пластов
- •16. Критерии оптимизации режимов бурения.
- •17.Кустовое бурение его особенности определения оптимального числа скв.Кусте.
- •18. Осложнения, причины осложнений и их классификация
- •19. Принципы проектирования конструкции скв.
- •20.Предупреждение и ликвидация газопроявлений
- •21 Принцип расчета обсадных колонн для нефтяных скважин
- •22. Поглощения промывочной жидкости. Причины, предупреждение, ликвидация.
- •23 Специфические осложнения при строительстве скважин в многолетнемерзлых породах I.
- •24. Применение управляемой кольматации для борьбы с осложнениями
- •25 Способы прогнозирования Рпл и Ргр.
- •26. Прогнозирование зон с несовместимыми условиями бурения.
- •28. Исследования поглощающих пластов: цель, способы, задачи.
- •29. Геофизические методы исследования скважины
- •30. Способы ликвидации поглощений промывочной жидкости и их классификация. Выбор способа.
- •31.Использование профильных перекрывателей для борьбы с поглощениями.
- •33. Контроль состояния скважины в процессе бурения.
- •34. Способы предупреждения проявлений.
- •35. Профилак-ий контроль противовыбр-го оборудования.
- •36. Ликвидации газонефтепроявлений при наличии базы.
- •37Способы ликвидации газонефтепроявлений при отсутствии базы.
- •39.Нарушение устойчивости стенок скважины. Виды нарушений: вспучивание, обваливание, обрушение, осыпание, растворение пород, их размыв.
- •40.Прямые и косвенные признаки неустойчивости стенок скважины.
- •41.Мероприятия по предотвращению проявления неустойчивости стенок скважины.
- •42. Понятие прихвата. Классификация прихватов.
- •43 Установка ванн для ликвидации прихватов.
- •44. Желобообразование. Понятие. Признаки.
- •45. Метод «бурильщика» ликвидации проявления.
- •46.Непрерывный метод ликвидации проявления.
- •48. Способы глушения мощных газовых фонтанов.
- •49 Способы борьбы с грифонами.
- •51 Технология заливки зон поглощений тампонажными составами.
- •52.Аварии, понятие аварий. Классификация аварий.
- •53. Аварии с бурильными трубами, причины.
- •54. Аварии с соед-ми элем-ми бур-й колонны, причины.
- •55 Аварии с забойными двигателями, причины.
- •56 Аварии с буровыми долотами, причины.
- •57 Аварии с наземным оборудованием, причины.
- •58.Аварии, связанные с исполнительской дисциплиной.
- •59. Классификация инструментов для ликвидации аварий
- •60. Ликв-ия аварий с бур-ой колонной и ее элементами.
- •61. Ликвидация аварий с забойными двигателями.
- •62 Ликвидация аварий с буровыми долотами и их элементами.
- •64. Специфические виды осложнений при бурении в ммп.
- •Проявления неустойчивости в ммп.
33. Контроль состояния скважины в процессе бурения.
Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений при надлежащемконтроле за технологическими процессами при бурении скважин позволяет предупредить развитие осложнения и принять эффективные меры по его ликвидации. Поступление флюида в скважину при бурении может быть обнаружено контролем за изменением уровня бурового раствора в приемных емкостях, расхода бурового раствора на входе и выходе из скважины, давления в нагнетательной линии насосов и условий спускоподъем-ных операций.
Поступление в скважину пластового флюида приводит к повышению объема циркулирующего бурового раствора и, соответственно, его уровня в приемных емкостях насосов. Этот признак позволяет обнаружить проявление в процессе бурения на ранней стадии до его выхода на поверхность.
Уровень бурового раствора в приемных емкостях контролируется с помощью уровнемеров различных конструкций, с пере-дачей показаний на пульт бурильщика. Они снабжаются звуковой и световой сигнализацией, включающейся при достижении уровнем критического значения.
Применяемый в отечественной практике поплавковый уровнемер УП-11М выполняет непрерывное измерение и регистрацию уровня бурового раствора в приемной емкости циркуляционной системы.
При поступлении флюида в скважину в процессе бурения расход бурового раствора на выходе увеличивается по сравнению с закачиваемым. Данный метод в случае притока флюида с дебитом, превышающим чувствительность расходомеров, позволяет обнаружить проявление на наиболее ранней стадии. Расход бурового раствора регистрируют расходомерами, установленными в нагнетательной линии и на устье скважины в начале желобной системы, а также дифференциальными расходомерами, показывающими разность расходов на входе и выходе. Наиболее точно начало флюидопроявления может быть диагностировано дифференциальным расходомером.
При поступлении в скважину флюида наблюдается изменение давления в нагнетательной линии насосов.
34. Способы предупреждения проявлений.
В вопросах предупреждения поглощений первостепенное месте занимает регулирование давления на поглощающие пласты С целью ограничения роста давления в затрубном пространств выше допустимых норм по геолого-техническому наряду необх( димо:
не допускать превышения нормы увеличения плотности и рео логических параметров бурового раствора;
своевременно вводить в буровой раствор смазывающие добаа ки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе;
не допускать резких посадок инструмента при спуске его скважину;
прорабатывать ствол скважины при плавной подаче долота; бурить зоны предполагаемых поглощений бурового раствор;
роторным способом с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничением подачи буровыми насосами промывочной жидкости и механической скорости проходки. Эта предосторожность снизит давление на поглощающие горизонты;
производить промежуточные промывки и проработки ствола скважины в местах посадок, сужений, а также в призабойной зоне не менее чем на длину рабочей трубы в процессе спуска инструмента;
прорабатывать ствол скважины перед каждым наращиванием инструмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;
восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и постепенным открытием задвижки на выходе насоса, предварительно разрушив структуру бурового раствора вращением инструмента.