35. Порядок деблокирования призабойной зоны газовой скважины (освоение): Обработка пласта кислотой в скважине, заполненной природным газом или воздухом. По первому варианту скважину перед освоением тщательно промывают водой, доставляют необходимое количество кислоты в интервал фильтра и в момент появления ее у верхних отверстий фильтра закрывают затрубное пространство. При этом после кислоты в общем объеме продавливающей жидкости закачивается 3—4 м³ газового конденсата (для предотвращения контактирования воды с породами пласта). При пластовых давлениях в 3—4 раза меньше гидростатических в качестве рабочей жидкости при блокировании и деблокировании желательно использовать стабильный конденсат. После этого созданием избыточного давления с помощью агрегата (например, ЦА-320) кислота задавливается в пласт. Чтобы избежать прорыва кислоты на отдельном участке фильтра и ухода ее в глубь пласта, задавку кислоты необходимо вести интенсивно, с поддержанием начального давления до окончания процесса.

36. Требования предъявляемые к раствором для удаление жидкости из скважины

37. Причиной размыва глин в пласте и образования водного барьера в низкопроницаемых породах: вода

38. Усугубляют проблемы, связанные с глиной, или выпадают в осадок внутри пор - Диспергирующие агенты

39. Буровые растворы на водной основе с высокой степенью минерализации образуют фильтраты: способные к взаимодействию с пластовыми водами с образованием различных типов твердого осадка

40. Что при бурении и капитальном ремонте всегда содержат большое количество диспергирующих агентов, которые суспензируют и уносят частички раствора и обломки корки. Буферные жидкости

41. Максимальная глубина проникновения фильтрата буферных жидкостей, цементных растворов и ЖГ соответствует нескольким сантиметрам и незначительна в сравнении с глубиной проникновения фильтрата бурового раствора, которая бывает равной нескольким метрам.

42. Максимальная глубина проникновения фильтрата бурового раствора соответствует: дней30 буровой растворна нефтянойоснове 41,0 низкоколлоидныйбуровой раствор на нефтяной основе 81,3 буровой раствор на пресной воде 86,4 мм ?

43. Что считается особенно вредным для разупроченных песчаников высокой проницаемости Цементирование под давлением

44. Высокое давление, создаваемое при исправительном цементировании, может вызывать гидроразрыв пласта, и произойдет проникновение в него цементного раствора; гидрогазопроводность ПЗП будет нарушена

45. Гидрогазопроводность ПЗП будет нарушена при исправительном цементировании

46. Перфорация (и повторный прострел) продуктивного интервала пласта всегда является дополнительной причиной кольматации в пластах Будь это избыточная или недостаточная перфорация, она всегда уплотняет породу вокруг отверстий перфорации и создает зону средней толщины, равную примерно 1 см, в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80%.

47. Асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО) на стенках пор могут несущественно уменьшить пористость пласта и абсолютную проницаемость.

48. При очистке скважин с целью удаления отложений или продуктов коррозии эксплуатационных подъемных труб кольматирующие материалы высокой концентрации могут проникнуть в продуктивную зону

49. Наиболее типичные повторно растворимые соединения, встречающиеся в стволе скважины Ржавчина в кислоте или парафин в горячей нефти

50. В водонагнетательных скважинах развивается закупорка бактериальными остатками

51. Растворение кремниевых пластовых материалов под действием флюидов с высоким рН или высокотемпературных пароконденсатов может способствовать  обвалам слабосцементированных песчаников или повторному оседанию двуокиси кремния в отдалении от ствола скважины, где снизились щелочность и температура заводнения.

52. Факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные

53. Геологические факторы потери герметичности обсадных колонн характеризуются частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т ч в продуктивных пластах) пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.

54. Физико-механические факторы потери герметичности обсадных колонн характеризуются факторов относятся прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня, прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб, коэффициент линейного расширения горных пород, технологические свойства фильтрационной корки

55. Субъективные факторы потери герметичности обсадных колонн характеризуются нарушением организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны

56. Повреждения обсадных колонн классифицируются по дефектам

1 -я группа — дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении),

2-я группа — дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);

3-я группа — дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения осадных труб при эксплуатации).

57. Укажите способы восстановления герметичности:

1) не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;

2) незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;

3) существенно уменьшающие внутренний диаметр.

58. Цементирование через внутритрубное пространство относится к не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны

59. Спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами относится незначительно уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны.

60. С помощью СГДТ-2 можно определить толщину и внутренний диаметр труб независимо от плотности раствора в скважине и отложений раствора на внутренней поверхности труб

61. Малогабаритный локатор муфт (МЛМ-36) предназначен для определения местонахождения муфтовых соединений в обсадных колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн и контроля за спуском скважинных приборов в нефтяных и газовых скважинах

62. Индукционный дефектомер колонны (ИДК) предназначен для выявления повреждений обсадных колонн (порывов, трещин, сквозных отверстий и других дефектов) в скважинах, заполненных буровым раствором, водой, газом, нефтью и их смесями

63. Аппаратура механоакустического каротажа СМАШ-42 предназначена для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн и НКТ, выявления мест их повреждений, определения заколонных перетоков путем регистрации акустических сигналов в скважинах, выделения негерметичностей в муфтовых соединениях и дефектных участках обсадных колонн при комплектовании гидродинамическими приборами

64. Основные результаты применения технологии комплексной оценки качества перфорации скважин иллюстрируются сводной диаграммой

65. Местонахождение негерметичности (дефекта) обсадной колонны, при ремонте обсадных колонн стальными пластырями, определяют с точностью до 500 мм

66. Для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной более прочны и надежны: Полимеры на основе эпоксидных смол

67. Д ля пластырей с n гофрами длину периметра определяют по формуле

68. Гидраты газов представляют собой твердые со­единения, в которых молекулы газа при определенных давле­ниях и температурах заполняют структурные пустоты крис­таллической решетки, образованной молекулами воды с помо­щью прочной водородной связи.

69. Факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов:

• наличие газов и их состав;

• фазовое состояние и состав воды;

• температура;

• давление