Закриття запірного клапана (другий закритий період випробування)

Закриття запірного клапана (перший закритий період випробування)

Відкриття запірного клапана (другий відкритий період випробування)

Відкриття впускного клапана (перший відкритий період випробування)

Звільнення пакера, підйом комплекту із свердловини

Спуск у свердловину, посадка пакера

Відкриття вирівнювального клапана

25. При випробуванні пласта дозволяє здійснювати промивання свердловини після завершення випробування і звільнення пакера

Циркуляційний клапан

25. Полегшує перетікання промивальної рідини, що витісняється пластовипробувачем при спуску з підпакерного простору в надпакерний (при підйомі - навпаки)

Вирівнювальний (перепускний) клапан

25. Запобігає надходженню промивальної рідини в порожнину колони бурильних труб в період спуску пластовипробувача в свердловину і підйомі з нею, а також пропускає в цю порожнину пластову рідину в період випробування

Головний або впускний клапан,

25. Перфоратор найбільшої пробивної здатності

Кумулятивні перфоратори або абразивний

25. Тип перфорації, при здійснення якої найсуттєвіше руйнується цементний камінь і обсадна колона свердловини

Торпедна

25. Тип перфораторів, які бувають корпусними і без корпусними

Кумулятивні перфоратори

25. Солянокислотна обробка пласта є методом стимулюючої дії на пласт

Інгібіторів гідратоутворення.

25. Гідророзрив пласта є методом стимулюючої дії на пласт

Високих тисків, що створюються у привибійній зоні, утворюються тріщини

25. Гідрокислотний розрив пласта є методом стимулюючої дії на пласт

Методів комбінованої дії

КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН ТА РОЗМЕЖУВАННЯ ПЛАСТІВ

 

25. Що не входить в конструкцію свердловини?

Направлення

Кондуктор

Експлуатаційна колона - це все входить

Проміжна колона

Хвостовиками (потайними).

25. Якого виду обсадних колон немає?

обсадні колони (направлення, кондуктор і експлуатаційна колона) – ті що є

25. Які зони вважають несумісними за умовами буріння?

На основі зміни коефіцієнта аномальності та індексу тиску поглинання (гідророзриву) виділяють зони з несумісними умовами буріння. Умови буріння в двох суміжних зонах вважаються несумісними в тому випадку, якщо при переході із верхньої зони до буріння в нижній зоні необхідно змінити густину промивальної рідини так, що це призведе або до поглинання останньої в один з горизонтів верхньої зони, або до флюїдопроявлень чи нестійкості порід у верхній зоні

25. Колона труб, що служить для попередження розмиву порід біля устя, з'єднання устя з очисною системою бурової установки

Направлення

25. Колона труб, що служить для закріплення стінок свердловини в нестійких породах, перекриття зон ускладнень, а також для ізоляції горизонтів, вміщуючих артезіанські та лікувальні води

Кондуктор

25. Колона труб, яка крім іншого служить каналом для транспортування з продуктивного пласта флюїду або закачування в пласт рідини (газу)

Експлуатаційна колона

25. Колона труб, що встановлюють між кондуктором і експлуатаційною колоною

Проміжна колона

25. Колону труб, в якій верхній її кінець встановлюється не на усті, а на значній глибині від нього

Хвостовиками (потайними).

25. Найрозповсюдженіший спосіб кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів

Спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що називаються обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини.

25. Обсадна колону, яку на графічному зображенні конструкції свердловини, як правило, не показують

Направлення

25. Інтервал цементування проміжної колони в експлуатаційній нафтовій свердловині глибиною більше 3000 м

На всю довжину

25. Інтервал цементування експлуатаційної колони в експлуатаційній нафтовій свердловині глибиною 4200 м

Від башмака колони до перерізу, розміщеного не менше, ніж на 100 м вище башмака попередньої обсадної колони.

25. Інтервал цементування експлуатаційної колони в розвідувальній свердловині глибиною 2500 м

На всю довжину

25. Правильна послідовність проектування конструкції свердловини

Побудова суміщеного графіка тисків

Визначення діаметрів обсадних колон та доліт

Визначення коефіцієнтів аномальності пластового (порового) тисків та індексів тисків поглинання (гідророзриву)

Вибір кількості та глибин спуску обсадних колон

5- вибір інтервалів цементування |

 

25. Правильна послідовність обсадних колон в свердловині в порядку зростання їх діаметрів

25. - направлення

Експлуатаційна колона

Кондуктор

Проміжна колона

25. Для направлення і зменшення опору рухові обсадної колони при її спуску служить

Направляюча пробка

25. Товстостінна труба в нижній частині обсадної колони довжиною близько 2 м, в якій по спіральній лінії просвердлені отвори для виходу рідини

Товстостінною обсадною трубою

Башмак з’єднується з башмачним патрубком, товстостінною обсадною трубою

25. Встановлюють в нижній частині обсадної колони для попередження надходження тампонажного розчину із кільцевого простору свердловини в колону після закінчення цементування

Зворотний клапан

25. Що не входить в оснащення низу обсадної колони?

У конструкцію низу обсадної колони входять направляюча пробка, башмак, башмачний патрубок, зворотний клапан та упорне кільце (кільце “стоп”).

25. Який з названих способів не є первинним цементуванням?

Існує декілька способів первинного цементування: односту–пінчастий, ступінчастий, зворотний, манжетний, цементування потайних колон та секцій обсадних колон.

25. З якою метою проводять цементування обсадних колон?

З метою розмежування проникних пластів один від одного і захисту зовнішньої поверхні обсадної колони від корозії, а також підвищення стійкості стінок свердловини.

25. Яка з наведених властивостей не відноситься до цементного порошку?

Густина.

Дисперсність

Питома поверхня порошку -ці відносять

Об’ємна (насипна) маса

25. Яка з наведених властивостей не відноситься до цементного розчину?

Із властивостей тампонажного розчину найбільше значення мають густина, рухомість, водоутримувальна здатність (фільтраційні властивості) і швидкість переходу із рідкого стану в твердий (швидкість тужавіння).

25. Яка з наведених властивостей не відноситься до цементного каменю?

Міцність, проникність, об’ємні зміни і корозійна стійкість. – ці входять

25. Призначення СМН-20 для цементування свердловин – цементозмішувальна машина..

25. Призначення ЗЦА-400А для цементування свердловин Цементувальні агрегати призначені для закачування і протискування цементного розчину в свердловину, а також для подачі рідини в змішуючий пристрій цементозмішувальної машини при приготуванні цементного розчину.

25. Призначення СКЦ для цементування свердловин станцію контролю цементування

25. Прилад для вимірювання розтічності тампонажного розчину

АзНДІ

25. Прилад для вимірювання швидкості схоплення тампонажного розчину

Прилад Віка

25. Прилад для вимірювання дисперсності тампонажного порошку

Застосовують повний ситовий аналіз, а проводиться просівання цементу на дві фракції через сито з розміром отворів 0,08 мм.

25. Розмірність розтічності тампонажного розчину

см

25. Розмірність дисперсності тампонажного порошку

%

 

25. Розмірність об'ємної (насипної) маси тампонажного порошку

кг/м³

УСКЛАДНЕННЯ ТА АВАРІЇ В ПРОЦЕСІ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

 

25. Ускладнення, при якому вся промивальна рідини, що закачується в свердловину буровими насосами, розтікається по тріщинах і порожнинах породи

Повне або катастрофічне поглинання

25. Ускладнення, при якому частина промивальної рідини, що закачується в свердловину буровими насосами, виходить в жолобну систему, а частина розтікається по тріщинах і порожнинах породи

Часткове поглинання

25. Ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично' відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоками промивальної рідини і виноситься на денну поверхню

Обсипанням

25. Ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не може швидко видалити цю породу на поверхню

Обвалюванням

25. Не відноситься до ускладнень

До ускладнень належать:

а) поглинання технологічних рідин (промивальних рідин і тампонажних розчинів);

б) флюїдопрояви (газонафтоводопрояви);

в) порушення цілісності стінок свердловини (утворення каверн, жолобів, звуження ствола);

г) прихоплення колони труб.

25. Признак флюїдопроявів

Про початок нафтогазоводопроявів можна судити за підвищенням рівня рідини в прийомній ємності, зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини, появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині, за зниженням її густини, зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату, переливом через устя після припинення циркуляції, загорянням факела на відводі превентора, за показами і сигналами газокаротажної станції, підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

25. Признак поглинання промивальної рідини