- •1. Буровая скважина, ее элементы. Классификация.
- •5. Способы механического вращательного бурения. Функциональная схема процесса бурения наземных нефтегазовых скважин.
- •7,36. Расчет бурильной колонны на статическую прочность при роторном бурении.
- •8. Бурильная колонна, ее назначение. Элементы.
- •9. Нагрузки на обсадные трубы в различных технологических ситуациях:
- •10. Условия прочности обсадных колонн:
- •11. Бурильные трубы нефтяного сортамента: классификация, маркировка
- •12. Расчеты по выбору плотности промывочной жидкости
- •13. Соединительные муфты и замки бур. Труб. Переводники.
- •14. Совмещенные графики эквивалентов градиентов давлений
- •15. Легкосплавные бурильные трубы
- •17. Конструкция скважин, элементы коснтрукции, принципы разработки.
- •18. Расчет избыточного наружного давления на обсадную колонну при окончании экплуатации скважины.
- •19. Расчет избыточного наружного давления на обсадную колонну при окончании цементирования.
- •20. Утяжеленные бурильные трубы: назначение и типы убт.
- •22,47. Обсадные трубы и их соединения.
- •23. Расчет избыточного внутреннего давления на обсадную колонну при ее опрессовке.
- •24. Забойные двигатели: разновидности, принцип действия, достоинства и недостатки
- •25. Технологическая оснастка обсадных колонн.
- •27, 28 Типы турбобуров по их конструктивному исполнению и назначению.
- •29. Забойные винтовые двигатели: устройство и принцип работы.
- •31. Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: виды аварий и способы их предупреждения.
- •32. Инструмент для ликвидации аварий.
- •33. Качество цементирования обсадных колонн и его контроль.
- •34. Разобщение пластов: виды и способы цементирования обсадных колонн
- •40. Способы увеличения и уменьшения зенитных углов скважин
- •Кустовое бурение. Многозабойные скважины.
- •42. Горизонтальные скважины:
- •43. Рейс бурения:
- •44. Цикл работ по заканчиванию скважины
- •45. Вызов потока пластового флюида при опробовании и освоении скважины.
- •47. Резьбовые и сварные соединения обсадных труб – вопрос 22
- •48. Требований правил безопасности при спо
- •49. Требования правил безопасности при приготовлении, использовании и очистке бр.
- •50. Требование правил безопасности при креплении ствола скважины
- •51. Консервация и ликвидация скважин
- •52. Циркуляция промывочной жидкости, режимы течения промывочных жидкостей.
49. Требования правил безопасности при приготовлении, использовании и очистке бр.
2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.
2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.
2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15 % эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).
2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:
при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;
при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).
2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 °С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.