Оглавление

1. Газонефтеводопроявления. Определение и основные причины возникновения. Классификация тяжести Газонефтеводопроявлений. 3

2. Способы предупреждения газонефтеводопроявлений. 4

3. Технология бурения с управляемым давлением, область применения, возможности предотвращения осложнений. 5

4. Охарактеризовать основные свойства глинистых горных пород и проблемы, возникающие при бурении. 5

5. Признаки осыпей и обвалов при бурении скважины. Причины и признаки нарушения устойчивости глинистых пород. 5

6. Факторы, определяющие нарушение устойчивости глинистых пород. 6

7. Способы борьбы с нарушением устойчивости глинистых пород. 7

8. Какие породы относятся к хемогенным? Основной показатель устойчивости хемогенных пород. Способы повышения устойчивости хемогенных горных пород. 8

9. В каких случаях применяются раздвижные расширители? 9

10. Причины и способы уменьшения загрязнения продуктивного пласта при вскрытии. 9

12. Аварии – основные причины возникновения и способы ликвидации. 10

13. Инструменты для ликвидации аварий. 12

14. Аварии с бурильными трубами и способы их ликвидации 13

15. Определение и классификация осложнений в бурении. Чем осложнения отличаются от аварий? 13

16. Основные физико-механические свойства горных пород. 14

17. Охарактеризовать напряжённое состояние горных пород на стенке скважины. 14

18. Поровое (пластовое) давление. Коэффициент аномальности пластового давления. Давление поглощения (гидроразрыва). Индекс давления поглощения. 14

19. Охарактеризовать равновесное состояние системы «скважина-пласт». 14

20. Охарактеризовать тепловой режим скважины при бурении и промывке. 15

21. Принцип выбора плотности бурового раствора. Циркуляционная плотность бурового раствора. 15

22. Совмещённый график изменения давлений. Размерная и безразмерная формы. Охарактеризовать несовместимость условий бурения. 15

23. Причины произвольного искривления ствола скважины при бурении. 15

24. Компоновки низа бурильной колонны, применяемые для предупреждения искривления ствола скважины. 16

25. Причины появления и способы предупреждения образования желобов в стволе скважины. 16

26. Охарактеризовать локальные искривления ствола скважины. Причины и способы предупреждения локальных искривлений ствола скважины. 16

27. Причины образования сальников при бурении. Способы предупреждения сальникообразования. 17

28. Прихваты бурильной колонны – основные виды и способы ликвидации; способы определение места прихвата. 17

29. Бурильные ясы – основные виды и способы применения 18

30. Поглощения бурового и тампонажного растворов. Классификация тяжести поглощений бурового раствора. Основные причины возникновения и признаки поглощения бурового раствора. 18

31. Способы, средства и материалы для ликвидации поглощений. 19

32. Основной принцип технологии расширяемых обсадных труб; какие осложнения она помогает ликвидировать? 20

33. Причины потери устойчивости бурильной колонны в наклонном и горизонтальном стволе скважины. Способы предупреждения спирального изгиба ствола скважины. 20

34. Закономерности распределения шлама горной породы в сечении вертикальной наклонной и горизонтальной скважины. 21

35. Способы и устройства очистки ствола горизонтальной скважины от шлама горной породы. 21

36. Какие технические средства применяются для ликвидации аварий с бурильной колонной. 22

37. Признаки и способы предупреждения дифференциального прихвата бурильной колонны. 22

38. Состав и назначение блоков противовыбросового оборудования. 23

39. Назначение и устройство плашечных превенторов. 23

40. Назначение и устройство универсального (кольцевого) превентора. 23

41. Признаки аномально-высокого порового давления. d – экспонента. 23

42. Способы глушения скважины при НГВП. 24

43.Основные функции противофонтанных частей. 24

44. Классификация наполнителей для ликвидации поглощений. 24

45. Способы намыва наполнителей при ликвидации зон поглощений. 25

46. Технология установки расширяемых труб в скважине. 25

47. Основные признаки поглощений. 25

48.Способы исследований интервалов поглощений. 25

49. Основные причины искривления ствола скважины. 26

50. Способы и устройства для определения места прихвата бурильной колонны. 26

51. Последствие поступления сероводорода в буровой раствор. 27

52. Мероприятия по предупреждению осложнений при строительстве скважин в условиях сероводородной агрессии. 27

53. Причины повреждения обсадных колонн в пескопроявляющих скважинах. 27

54. Способы предупреждение выноса песка из пласта. 27

55. Конструкция фильтров для предупреждения песокопроявления. 27

1. Газонефтеводопроявления. Определение и основные причины возникновения. Классификация тяжести Газонефтеводопроявлений.

ГНВП — это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при её строительстве, освоении и ремонте.

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над давлением в скважине.

Причины НГП при бурении

• снижение плотности бурового раствора за счёт поступления в ствол скважины пластового флюида

• снижение уровня бурового раствора в скважине за счёт поглощения, недолива скважины при проведении при СПО

• отрицательное гидродинамическое давление при СПО (эффект поршневания)

• потеря стабильности бурового раствора, выпадение твёрдой фазы в осадок

• вскрытие пласта с АВПД с давлением, превышающим проектное значение

Классификация:

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.

Грифон – это ГНВП, исходящее от вскрытых пластов которое выходит на поверхность по высокопроницаемым пластам, по трещинам, или за пределами устья скважины по контакту порода-цемент.

Межколонное проявление – это ГНВП в кольцевом пространстве, между кондуктором и технической колонами, техническими колонами, либо технической и эксплуатационной колонами.

2. Способы предупреждения газонефтеводопроявлений.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления бурового раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны, должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока промывочной жидкости или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водо-проявлениями.

4. При снижении плотности бурового раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению.

5. Необходимо иметь 1,5-кратный запас раствора на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторож­дениях с аномально высокими давлениями.

В остальных случаях резервное количество бурового промывочного раствора определяют, исходя из конкретных условий, и указывают в ГТН.

6.      Так как колебания давления при спускоподъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7.      Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тща­тельной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении бурильной колонны.

8.      Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

9.      Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают об­ ратный клапан.

Мероприятия при рисках НГП

• усиливают контроль за состоянием скважины

• чаще замеряют значения основных параметров бурового раствора и уровень в приёмных емкостях

• проводят лабораторное изучение изменений состава шлама, раствора и его фильтрата

• проверяют готовность резервного бурового и поднапорных шламовых насосов, противовыбросовое и другое оборудование,

• оценивают состояние обваловки буровой и целесообразность ее расширения и укрепления

• проводят инструктаж буровой бригады