Файл: CodeVoprosOtvet.pdf

5034

В каком случае пластовое давление считается аномально высоким?
<1>Если оно превышает на 30% гидростатическое давление воды плотностью 1000 кг/м3 на глубине залегания кровли пласта
Если оно превышает на 30% гидростатическоое давление воды плотностью 1000 кг/м3 на глубине залегания подошвы пласта
Если оно превышает на 30% гидростатическоое давление воды плотностью 1000 кг/м3 на глубине расположения середины пласта
5036
В зоне совместимых условий бурения (интервал глубин от 2000 до
3000 м) на глубине 2200 м расположен пласт, имеющий давление начала поглощения равное 33 МПа, а на глубине 2800 м пласт, имеющий давление гидроразрыва пород равное 36 МПа. Какова максимально возможная плотность бурового раствора при бурении данного интервала бурения, если давление начала поглощения для остальных пород интервала равно 42 МПа (без учета гидродинамического давления)?
<1>1300 кг/м3 1427 кг/м3 1529 кг/м3 1270 кг/м3
Данных для расчета недостаточно
5037
Для чего гидравлический канал в скважине при оценке и анализе

ГНВП рассматривается как два сообщающихся между собой сосуда (трубное и затрубное пространства)?
Чтобы учитывать различную геометрическую форму сечения этих пространств для определения гидравлических потерь
<1>Для составления баланса давлений в скважине относительно точки перехода трубного пространства в затрубное
Для определения объемов жидкости в трубах и затрубном пространствах с целью определения объема поступившего флюида
Все перечисленные
5033
В разрезе открытого ствола скважины имеется пласт, имеющий следующие характеристики: глубина залегания кровли 2000 м; мощность пласта 100 м, давление начала поглощения 30 МПа, давление гидроразрыва 35 МПа. Совместимы ли условия бурения
(с позиций предотвращения ГНВП) этого пласта с нижележащим
(глубина залегания 2500 м), у которого пластовое давление 35
МПа?
Да
<1>Нет
Недостаточно данных для построения совмещенного графика давлений
5015
Рассчитать гидростатическое давление на забое наклонной скважины. Длина скважины по инструменту 1800 м., вертикальная составляющая 900 м. Плотность бурового раствора 1200 кг/м3.
Траектория скважины располагается в одной плоскости.
<1>10,6 МПа
21,2 МПа
18,4 МПа
5004
Что является движущей силой возможного поступления флюида в скважину при бурении трещиновато-пористого пласта? Бурение осуществляется с превышением гидростатического давления над пластовым. Фильтрат бурового раствора хорошо смачивает породу.
<1>Капиллярное давление
Пластовое давление
Разность плотностей бурового раствора и флюида
Сумма гидростатического и гидродинамического давлений
5005

В каком случае прекращается осмотический переток пластового флюида в ствол скважины?
<1>При выравнивании концентраций водного раствора в пласте и буровом растворе
При выравнивании пластового давления и давления в стволе скважины через 5-10 минут после начала противотока
После вымыва поступившего флюида и заполнения скважины утяжеленным раствором
После снижения скорости подъема инструмента вследствие уменьшения гидродинамической составляющей давления в скважине

5007

За счет чего происходит уменьшение объема бурового раствора вследствие контракции?
<1>Переход молекул воды из свободного состояния в связанное с твердыми частицами глины, находящимися в буровом растворе и на стенках скважины
Испарение молекул воды с поверхности бурового раствора
Удаление твердых частиц из бурового раствора после его очистки или при образовании глинистой корки на стенках скважины
Уменьшение объема водной фазы бурового раствора в результате фильтрации в пласт
5008

Какие технологические действия следует проводить при бурении для предотвращения контракции (3 позиции)?
Снижать плотность бурового раствора
<1>Проводить качественную очистку бурового раствора от выбуренной породы
<1>Следить за качеством приготовления бурового раствора
Увеличивать скорость промывки скважины
<1>Сокращать время нахождения скважины без циркуляции бурового раствора
Проводить долив в скважину при обнаружении падения уровня бурового раствора после длительного простоя
5009

Что такое седиментация бурового раствора?
<1>Оседание твердых частиц (утяжелитель, порода и др.) в буровом растворе под действием силы тяжести
Зависание бурового раствора на стенках скважины в результате структурообразования
Увеличение эффекта свабирования при подъеме бурильного инструмента из-за оседания шлама на замках бурильных труб
Газирование бурового раствора по всему объему в результате незначительных, но продолжительных поступлений газа в скважину
5010

Технологические и организационные мероприятия по предотвращению седиментации бурового раствора?
Использование качественных химреагентов и утяжелителя
Сокращение времени вынужденных простоев скважины без промывки
Использование рекомендованных проектом типов буровых растворов и их свойств
Контроль за качеством бурового раствора
<1>Все перечисленные

5011
В каких пределах необходимо поддерживать давление в скважине

(основное неравенство в системе "скважина-пласт")?
<1>Давление в скважине должно быть больше пластового (порового) и меньше давления начала поглощения (гидроразрыва)
Давление в скважине должно быть больше гидростатического давления, но не больше, чем на величину, указанную в ПБНГП
Пределы, в которых необходимо поддерживать давление, устанавливаются из опыта бурения предыдущих скважин на данной площади
Давление в скважине зависит от вида технологических операций, проводимых в скважине, и поэтому для каждой операции устанавливаются свои пределы изменения давления.
5012
Укажите возможные составляющие давления в скважине при отсутствии осложнений (5 позиций)
<1>Гидростатическое давление столба бурового раствора
<1>Потери давления на гидравлические сопротивления при циркуляции бурового раствора
<1>Гидродинамическое давление, возникающее при движении колонн бурильных и обсадных труб
<1>Потери давления вследствие изменения структурно-механических свойств неподвижного бурового раствора
Давление в пачке поступившего в скважину флюида
<1>Перепад давления в результате поршневания
5019

Как фактически определить полные потери давления на гидравлические сопротивления в скважине?
Необходимо провести специальные исследования, меняя подачу насосов и замеряя давления в трубах и затрубном пространстве глубинными манометрами
Это разность между пластовым и гидростатическим давлениями
<1>Это давление на стояке при установившейся циркуляции бурового раствора в скважине
Фактически невозможно, можно только посчитать аналитически
5014

От чего зависит величина гидростатического давления бурового раствора в скважине (2 позиции)?
От профиля скважины
От пространственной ориентации скважины
<1>От высоты столба бурового раствора
От глубины расположения пласта по инструменту
<1>От плотности
От структурно-механических свойств бурового раствора

5024
Когда наступает состояние неустойчивого равновесия в системе

«скважина-пласт» при ГНВП?
<1>В момент равенства пластового и забойного давлений после герметизации скважины
Когда давление в трубном и затрубном пространствах уравновешиваются после вымыва пачки флюида
Неустойчивое равновесие в скважине наблюдается всегда, если скважина загерметизирована, так как не наблюдается движения бурового раствора между трубным и затрубным пространствами
Равновесие в скважине при ГНВП не может быть достигнуто, поскольку после герметизации скважины всегда наблюдается отличие избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве
5016
Какая минимальная плотность должна быть у бурового раствора для предупреждения возможного проявления из пласта, расположенного на глубине 2000 метров по вертикали, имеющего пластовое давление равное 27,5 МПа? Скважина наклонная, угол наклона от вертикали 45 град.
<1>1472 кг/м3 1402 кг/м3 2162 кг/м3 1982 кг/м3 5017

Какие нарушения технологии ведения буровых и ремонтных работ приводят к снижению гидростатического давления в скважине?
Отсутствие долива при проведении подъема инструмента
Неправильное проведение химической обработки бурового раствора
Снижение уровня в скважине в результате поглощения
Снижение плотности промывочной жидкости в скважине
<1>Все перечисленные
5049

Изменяется ли и каким образом характер поступления флюида из пласта, если скважина не загерметизирована?
Не изменяется, так как не меняются фильтрационные характеристики пласта и пластовое давление
Количество поступающего флюида уменьшается, так как истощается энергия пласта и ухудшаются его фильтрационные характеристики (каналы засоряются)
<1>Количество поступающего флюида увеличивается, потому что падает гидростатическое давление в скважине на глубине залегания проявляющего пласта
Характер изменения поступления флюида зависит от многих факторов (фильтрационных характеристик пласта, режима работы пласта; свойств бурового раствора и флюида) поэтому возможны три варианта развития флюидопроявления: количество поступления флюида в скважину остается неизменным, увеличивается или уменьшается.
5018
Увеличение каких из перечисленных параметров приводит к снижению потерь на гидравлические сопротивления при циркуляции бурового раствора?
<1>Величина кольцевого зазора канала циркуляции
Плотность циркулирующего бурового раствора
Вязкость бурового раствора
Подача буровых насосов
Длина ствола скважины
Все перечисленные

5038
Почему предписывается зафиксировать давления в бурильных трубах и затрубном пространстве через 5-10 минут после герметизации скважины при возникновении ГНВП?
<1>Считается, что по истечении этого времени приток из пласта прекращается после выравнивания давлений в пласте и в пачке флюида
Считается, что по истечении этого времени приток из пласта стабилизируется после стабилизации давлений в трубах и затрубном пространстве
Время 5-10 минут определено исходя из практических возможностей фиксации давления персоналом буровой бригады
Время 5-10 минут определено исходя из средней скорости всплытия газа (300 м/мин) для среднестатистической скважины (1500 – 3000 метров)
5020

1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>1>2>3>4>1>5>1>1>