- депрессия на пласт
- Смотреть что такое «депрессия на пласт» в других словарях:
- Приток под контролем
- 15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
- Nav view search
- Навигация
- Понятие о бурении с депрессией на пласт
- Бурение скважин на депрессии и репресии
- Понятие о давлениях. Основное условие равновесия. Понятие о репрессии и депрессии.
депрессия на пласт
2.11 депрессия на пласт: Разность между текущим пластовым и забойным давлениями.
Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .
Смотреть что такое «депрессия на пласт» в других словарях:
депрессия на пласт — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN differential pressure drawdown … Справочник технического переводчика
СТО Газпром 18-2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли — Терминология СТО Газпром 18 2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли: 2.8 депрессионная воронка: Часть водоносного горизонта с пониженным пластовым давлением,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Разработка газоконденсатных месторождений — (a. development of gas condensate field, exploitation of gas condensate field; н. Gaskondensatlagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz а condensat; и. explotacion de yacimientos de condensado de gas) комплекс работ по… … Геологическая энциклопедия
Дебит — (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… … Геологическая энциклопедия
Освоение скважин — (a. well completion; н. Inproduktionssetzen der Sonde; ф. completion des puits; и. habilitacion de pozos, potenciacion de sondeos, poner en explotacion pozos, poner en marcha sondeos) комплекс работ по вызову притока пластового флюида из… … Геологическая энциклопедия
Грузинская Советская Социалистическая Республика — (Cакартвелос Cабчота Cоциалистури Pеспублика), Грузия, расположена в центр. и зап. части Закавказья. Пл. 69,7 тыс. км2. Hac. 5,17 млн. чел. (на 1 янв. 1984). Cтолица Tбилиси. B республике 65 адм. p нов, 60 городов и 53 посёлка гор. типа.… … Геологическая энциклопедия
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Украинская Советская Социалистическая Республика — УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна). I. Общие сведения УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… … Большая советская энциклопедия
Казахская Советская Социалистическая Республика — (Казак Cоветтик Cоциалистик Pеспубликасы), Казахстан, расположена на Ю. З. Aзиатской части CCCP. Пл. 2717,3 тыс. км2. Hac. 15,25 млн. чел. (1984). Cтолица Aлма Aта. B K. 19 областей, 82 города, 205 пос. гор. типа, 221 сельский, 35… … Геологическая энциклопедия
Эфиопия — Hародная Демократическая Pеспублика Эфиопия, гос во в Bост. Aфрике. Пл. ок. 1221,9 тыс. км2. Hac. ок. 37 млн. чел. (1988). Cтолица Aддис Aбеба. Aдм. терр. деление 24 адм. территории и 5 авт. территорий. Oфиц. язык амхарский. Ден. единица… … Геологическая энциклопедия
Источник
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Такой подход называется бурением на репрессии, и в большинстве случаев, когда речь идет о традиционных запасах, он позволяет добиться желаемого результата — построить скважину требуемой длины и конфигурации. Сложности могут возникнуть при бурении в определенных видах пород. В первую очередь это касается карбонатных коллекторов, пронизанных многочисленными трещинами. Такие трещины обеспечивают приток нефти в скважину, поэтому ее ствол стараются направить через как можно большее их количество. Однако во время бурения они начинают достаточно быстро поглощать буровой раствор, так что традиционным способом обычно удается вскрыть не более одной-двух трещин.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
Технология бурения на депрессии была опробована на Арчинском месторождении «Газпромнефть-Востока» в Томской области. Его особенности — карбонатный коллектор с поровой емкостью и умеренной трещиноватостью, а также высокое газосодержание пласта. При бурении здесь нередко возникали разнообразные осложнения, аварийные ситуации, катастрофические поглощения бурового раствора. При этом продуктивность скважин на этом месторождении сильно зависит от количества вскрытых при бурении природных трещин. Строительство первой же скважины по технологии бурения на депрессии позволило вскрыть 15 продуктивных трещин, что в семь раз превышает результаты традиционных методов бурения. Протяженность горизонтального участка ствола составила 770 метров. При бурении скважины было задействовано оборудование общим весом более 400 тонн. Полученный дебит 160 тонн сырья в сутки более чем вдвое превосходит средние показатели аналогичных скважин. Сейчас на Арчинском месторождении с использованием технологии бурения на депрессии построено уже три скважины. По результатам этих работ технология будет тестироваться и на других активах «Газпром нефти», содержащих трещиноватые карбонатные коллекторы.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
Источник
15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти
Nav view search
Навигация
Понятие о бурении с депрессией на пласт
Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем
эффективное поровое давление в продуктивном пласте.
За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином «бурение с притоком из скважины», если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.
При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.
Источник
Бурение скважин на депрессии и репресии
Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.
Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.
В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.
При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.
Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.
Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.
Бурение скважин на депрессии позволяет:
— минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта (ПЗП);
— обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;
— увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;
— снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.
Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина — пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.
Агента при использовании этой технологии применяют:
— раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;
— аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).
При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.
Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.
Бурение на депрессии не всегда допустимо.
Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).
При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.
Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях — велика или даже недопустимо велика.
К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.
для kа = 0,5 — 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 — не менее 2,5 км, kа = 2,0 — более 4 км.
В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление.
Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 — 1,3 т/м 3 .
Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.
Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.
За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 — 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП).
Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.
Источник
Понятие о давлениях. Основное условие равновесия. Понятие о репрессии и депрессии.
Билет № 1
Понятие о давлениях. Основное условие равновесия. Понятие о репрессии и депрессии.
Давление, P – МПа; кгс/см. 2 . Давление определяется как сила, действующая на единицу площади.
Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях. При бурении, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин пользуются следующими определениями давлений:
1. ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (Рпл. кг/см 2 ) = 1 атм. – это давление флюида в порах продуктивного пласта.
2. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ (Рг.ст.) – это давление столба жидкости в стволе скважины.
Рг.ст. = Рж = 0,1 * Yпж.* Н в атм.( Yпж*g * Н –в МПа)
3. ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ – это давление столба жидкости на забое скважины+ Ргс.
Рзаб. = Р г.ст. + Ргс (Ргс – давление гидросопротивлении).
При подъеме инструмента Рзаб. = Рг.ст. – Рпорш.
При спуске инструмента Рзаб. = Рг.ст. + Рпорш. (Рпорш. – давление поршневания)
4. ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (Ргрп) – это давление, при котором происходит разрушение структуры пласта.
5. ДАВЛЕНИЕ ПОГЛОЩЕНИЯ (Рпог.) – это давление, при котором происходит поступление жидкости из ствола скважины в пласт.
6. ДАВЛЕНИЕ УСЛОВНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ (Русл.г.ст.) — это давление столба воды в стволе скважины.
7. АНОМАЛЬНО ВЫСОКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (АВПД)= (Равпд), когда Рпл > Русл. г.ст.
8. АНОМАЛЬНО НИЗКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (АНПД)=(Ранпд) когда Рпл
10. ДАВЛЕНИЕ ЗАТРУБНОЕ – это давление в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ.
11.ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ, Pиз — кгс/см. 2 . Избыточное давление (противодавление), действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.
Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. — кгс/см. 2 Pиз.т. — это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл. и гидростатическим давлением столба ПЖ в бурильных трубах.
ОСНОВНОЕ УСЛОВИЕ РАВНОВЕСИЯ: Рпл. ≤ Рп.ж.. ≤ Ргрп.
Давление столба ПЖ должна превышать пластовое давление на ∆Р(дельта Р), или Рпж. = Рпл. + ∆Р.
∆ Р – превышение давления столба ПЖ(Промывочной жидкости), над Рпл, должно составлять:10% от Рпл. для скважин глубиной
до 1200м. по вертикали. И 5% от Рпл. для скважин глубиной по вертикали 1200м. и более, но не более 25-30атм.
Исходя из этих условий, определяется плотность ПЖ.
С целью обеспечения условия Рпж. ≤ Рпог. необходимо ликвидировать зону поглощения цементными заливками, наполнителями или перекрытием обсадной колонной.
ДЕПРЕССИЯ – это процесс, при котором происходит движение флюида из пласта в ствол скважины (ГНВП, ОФ, Фонтанная добыча) Рпл. > Рпж.
РЕПРЕССИЯ– это процесс, при котором жидкость из ствола скважины поступает в пласт(происходит поглощение) Рпл. 
Универсальный превентор обеспечивает:
1. Расхаживание труб при загерметизированном устье и их проворачивание.
2. Протаскивание труб под давлением на устье скважины до 100 атм. с муфтовыми или замковыми соединениями со снятыми фасками под углом 18º.
Пример условного обозначения ПВО по 5-ой схеме:
ОП 5-230/80х350*К2*А ГОСТ13862-90
ОП – оборудование противовыбросовое
5— 5-ая схема
230 – условный проход превентора в мм.
80 — условный проход манифольда в мм.
350 – Рраб. в атм.
К2 — обозначение коррозиностойкого исполнения ОП
А— оборудование модернизированное
Коррозионная стойкость:
Газоанализатор АНКАТ-7631М-Н2S. Назначение, устройство, техническая характеристика, настройка прибора, проведение анализа, оформление результата. Понятие о ПДК вредных газов. Понятие о НПВ(НКПР) и ВПВ.
Назначение: АНКАТ-7631М-Н2Sпредназначендля замера и контроля концентрации сернистого водорода в воздухе рабочей зоны на санитарные нормы, с выдачей аварийной сигнализации-световой и звуковой, при превышении порогов.
Устройство, техническая характеристика: Поверка – 1 раз в год
Способ забора проб – диффузионный.
Принцип действия – электрохимический.
Время прогрева прибора — до 10мин.
Время непрерывной работы без подзарядки аккумуляторов – 34 часа.
Рабочее питание – аккумуляторы.
Полная зарядка – 16 часов.
Срок службы прибора – не менее 10 лет, электрохимической ячейки – 3 года.
Для подсоединения зарядного устройства – большое отверстие.
Пломба посередине, на задней стенке.
Диапазон показания — от 0 до 40 мг/м³
Диапазон измерений – от 0 до 20 мг/м³
Прибор имеет два порога срабатывания сигнализации при превышении которого:
1-ый порог от 3 до 9мг — световой и звуковой сигналы прерывистые с периодом 3 сек.
2-ой порог с 10 до 20 мг — звуковой и световой сигналы прерывистые с периодом 1 сек.
Круг с палкой – включение прибора,
Круг, внутри треугольник вверх и круг, внутри треугольник вниз – кнопки управления прибором,
Круг, внутри решетка – кнопка сервисного режима (служба обслуживания).
Подготовка прибора к работе:
1- Соответствие № прибора паспортным данным;
2- Поверка – по паспорту;
3- Срок годности прибора(От даты изготовления-10лет);
4- Внешний осмотр. Наличие и целостность пломб, корпуса, наличие крепежных деталей.
5- Включение прибора: На улице нажимаем кнопку включения круг с палкой и не отпускаем палец, загорится красный светодиод на передней панели, после того как он потухнет (0-3 сек.), отпускаем кнопку включения. После этого на экране начинается отсчет от 0 до 100 (это время на прогрев прибора и установки нуля). После 100 на экране появляется 00. Если появилась 000 и постоянный звуковой сигнал – требуется зарядить аккумуляторы.
Надеваем противогаз ( от сернистого водорода), и идем в место отбора пробы(Согласно План-графика, и карты-схемы объекта), с дублёром(Дублер также в СИЗ о.д, идет сзади на расстоянии видимости).На каждом месте отбор пробы производим на трех уровнях.(1-на уровне дыхания, 2-на уровне пояса, 3-на уровне 20см от пола). Результаты (Наибольший из трёх) анализа заносим в журнал КВС.
Журнал КВС. (пункты заполняемые лицом проводившим анализ КВС)
1. № п/п.
2. Дата, время, место отбора пробы.
3. Наименование измеряемого газа.
4. Тип и номер прибора.
5. Фамилия и должность производившего анализ.
6. ПДК (в мг/м 3 ) или НПВ и ВПВ (в % объемн.) измеряемого газа.
7. Результат анализа (в мг/м 3 или % объемн.).
8. Подпись ответственного лица (мастер).
9. Принятые меры по ликвидации загазованности (мастер).
10. Причины повышения загазованности.
11. Примечания.
(Журнал д.б.: Прошнурован, пронумерован, зарегистрирован, и скреплен печатью.)
Анализ воздуха АНКАТом из недоступных мест.
Подготовка, проверка прибора такое-же(см выше). Включаем прибор, на колпачок ЭХЯ надеваем устройство, состоящее из поверочного колпачка с двумя шлангами 2,5-3м. К одному концу подсоединяем грушу(мех). Второй конец шланга помещаем в объём, где необходимо провести анализ. Прокачиваем воздух с помощью меха резинового до получения устойчивого показания цифрового индикатора. Результаты заносим в журнал КВС.(11 пунктов перечислить).
Билет № 2.
Газ взрывопожароопасен.
5. Газ токсичен(Возможно отравления персонала, коррозия металла)
Характерные особенности нефтепроявлений:
Условный проход 230мм.
Рабочее давление 350 атм.
Пробное давление 700 атм.
Масса в комплекте 840кг.
Состоит:
— из корпуса;
— крышек;
— трубных плашек.
Корпус представляет собой стальную отливку коробчатой формы с вертикальным проходным отверстием и горизонтальной полостью, где размещаются и двигаются плашки. Полость с обеих сторон закрывается крышками шарнирно подвешанными на корпусе. Такая конструкция позволяет быстро менять плашки на устье при наличии труб в скважинне. Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование труб при закрытии превентора. Обогрев осуществляется паром через корпус. Уплотнительные манжеты штока смазывают смазкой для фонтанной арматуры марки Л3-162 (Т= — 40 +120) смазка подается путем вращения болта ч/з шаровой клапан.(маслёнку)
Недостатки:
Из корпуса, крышки, плунжера, уплотнителя и предохранительной втулки (стакан). Корпус, плунжер и крышка образуют две гидравлические камеры, верхнюю и нижнюю камеры. Порядок герметизации: под давлением масла подаваемого в запорную камеру, плунжер движется вверх перемещая и прижимая уплотнитель вокруг любой части бурильной колонны и перекрывая устье при отсутствии труб. Для открытия превентора масло подается в распорную камеру, плунжер перемещается вниз и уплотнитель расширяется, принимая первоначальную форму. Уплотнитель обеспечивает герметизацию труб диаметром до 194мм. и круглых предметов до 225мм. Зимой превентор обогревается паром в нижней части корпуса. Управление превентора дистанционное гидравлическое.
Преимущества:
Возможность его применения только с плашечным превенторам, т.к. уплотнитель не фиксируется после герметизации и при падении давления в системе маслопроводов скважина разгерметизируется.(Нет возможности закрыть вручную)
Подготовка газоанализатора к использованию
1. Перед включением газоанализатора необходимо зарядить аккумуляторную батарею.
2. Перед использованием газоанализатора по назначению звуковая сигнализация должна быть включена.
3. Для проверки работоспособности газоанализатора необходимо:
— включить газоанализатор нажав на кнопку(вкл), при этом раздается звуковой сигнал, на ЖКИ появится надпись на верхней строке АНКАТ-7664М.
— через несколько секунд прибор переходит в режим измерения, при этом на верхней строке отображаются измеряемые компоненты, а на нижней строке их числовые значения, единицы измерения вынесены на лицевую панель напротив соответствующих измеряемых компонентов.
Билет № 5.
1. Причины возникновения ГНВП при спуске бурильного инструмента. Мероприятия по недопущению проявлений.
Бр-1 состоит из одного сосуда ПГА (пневмогидроаккумулятор) с разделительной диафрагмой, Бр2 – состоит из двух сосудов ПГА, второй без диафрагмы. У Бр2 установлено реле уровня масла и звонок (срабатывает, когда уровень масла ниже допустимого). У Бр- 1 маслянный бак — 200л, а у Бр-2 — 250л.
Техническая характеристика:
Рабочее давление 100 атм.
Билет № 6.
1. Причины возникновения ГНВП при циркуляции бурового раствора (бурение, промывка). Мероприятия по недопущению проявлений.
Подсос воздуха в насосах.
Наработка глинистой фазы.
Предупреждение понижения плотности:
1. Вести дегазацию, при содержании газа более 5% в объеме раствора.
При повышении плотности растет давление на проходимые пласты, что может привести кгидроразрыву и поглощению в слабых пластах с последующим понижением уровня в скважине и возникновением ГНВП. Причина повышения плотности — загрязнение раствора шламом.
-При повышении давления в кольцевом пространстве может произойти поглощение.
Причины:
Осложненный ствол скважины.
Большая глубина скважины.
Рабочее давление 140 атм.
Применяемый в пневмогидроаккумуляторе (ПГА) газ — азот.
Основной пульт заземляется.
Перед пуском к работе станции необходимо убедиться в правильности монтажа согласно схемы, т.е. проверить правильность соединений, концов проводов согласно их маркировки на основном и вспомогательном пультах.
Техническая характеристика
• Диапазон измерения, % НКПР или % объем – (0-50) или (0-2.5).
• Диапазон показаний, % НКПР или % объем – (0-100) или (0-9.99).
• Стандартная установка порогов, % НКПР (% объем) (7;12) (0.5;1.0).
• Основная абсолютная погрешность, % НКПР (% объем)
• Время срабатывания сигнализации, С, не более 15 (световая и звуковая)
• Время непрерывной работы без подзарядки, r = 9.
• Срок службы, лет, не менее – 10
• Маркировка по взрывозащите
• Контролирует наличие 53 вида горючих газов, в пересчёте на метан
Подготовка прибора, проведение анализа, оформление результата
Фильтры ДОТпредназначены для очистки вдыхаемого человеком воздуха от паро- и газообразных вредных веществ в составе фильтрующих противогазов.
Фильтры подразделяются на противогазовые, обеспечивающие защиту от газов и паров, и комбинированные, обеспечивающие защиту от газов, паров и аэрозолей.
В зависимости от времени защитного действия противогазовые фильтры марок А, В, Е, К подразделяются на три класса: класс1 – фильтры низкой эффективности, класс2 — фильтры средней эффективности, класс3 – фильтры высокой эффективности.
Специальные фильтры не подразделяются на классы.
Условия эксплуатации.
1. Когда состав вредных веществ примерно известен;
2. Содержание кислорода в воздухе не менее 17% объемных;
3. Суммарное содержание паро- и газообразных вредных веществ:
А. для фильтров ДОТ 1 класса-не более 0,1% объемных;
Б. для фильтров ДОТ 2 класса-не более 0,5% объемных;
В. для фильтров ДОТ 3 класса-не более 1,0% объемного.
При суммарном содержании вредных веществ в воздухе рабочей зоны более 0,5% объемных(но не более 1,0% объемного) фильтры ДОТ 3 класса применяют только в условиях чрезвычайных ситуаций непродолжительное время.
4. Запрещается применениефильтровДОТ:— в условиях возможного недостатка кислорода в воздухе (например, в емкостях, цистернах, колодцах и др. изолированных помещениях такого типа);
— при неизвестном составе и концентрации вредных веществ;
— для защиты от низкокипящих, плохо сорбирующихся органических веществ(метан, этан, бутан, этилен, ацителен и др.).
5.Фильтры ДОТ применяют при температуре окружающей среды от минус 40°С до плюс 40°С.
3.Время защитного действия противогазовых фильтров марок А, В, Е, К различных классов защиты.(см. таблицу)↓
| Марка фильтра/ цвет горизонтальной полоски на этикетке | Тест- вещество | Время защитного действия, мин. |
| Класс 1 | Класс 2 | Класс 3 |
| Концентрация тест-вещества в воздухе, % объёмный | ||
| 0,1 | 0,5 | 1,0 |
| А/коричневая | Циклогексан С6Н12 | |
| В/ серая | Хлор Сl2 | |
| Сернистый водород Н2S | ||
| Циановодород НСN | ||
| Е/ желтая | Диоксид серы SО2 | |
| К/ зеленая | Аммиак NH3 |
Марка фильтра Р/ белаяполоса на этикетке –защищает от аэрозолей(пыль, дым, туман)
4.1. Маркирование фильтров ДОТ выполнено наклеиванием цветных этикеток на корпус фильтра. Цвет этикетки соответствует марке фильтра ДОТ.
4.2. Маркировка на этикетке содержит следующие данные:
— товарный знак организации-изготовителя;
— товарный знак организации-разработчика;
— товарный знак продукции;
— наименование изделия(например «Фильтр ДОТ 220», или др.);
— марку и класс фильтра(например «А1В2Е2», или др.);
— «ГОСТР 12.4.231-2007» (только для фильтров АХ);
— «Срок годности до ______»или эквивалентнуюпиктограмму,где код«ХХ/ХХХХ» означает месяц и четыре цифры года;
Пример маркировки фильтров ДОТ для противогазов.
| (Полоска коричневая) |
| (Полоска серая)Фильтр ДОТ 250 А1В1Е1 |
| (Полоска желтая) |
А.
Из маркировки следует:
1. Фильтр ДОТ 250 марки А1В1Е1 – универсальный противогазовый фильтр защищает от
органических паров с температурой кипения выше 65°С (класс защиты 1), неорганических и кислых газов и паров (класс защиты 1).
2. Фильтр ДОТ 250 марки А1В1Е1 следует использовать при концентрации вредных
веществ в воздухе не более 0,1 процента объёмного.
| (Полоска коричневая) |
| (Полоска серая) |
| (Полоска желтая) Фильтр ДОТ 600 А2В2Е2К2Р2 |
| (Полоска белая) |
В.
Из маркировки следует:
1. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 – универсальный комбинированный фильтр
защищает от органических паров с температурой кипения выше 65°С (класс защиты 2),
неорганических и кислых газов и паров (класс защиты 2), аммиака и его производных (класс защиты 2) и аэрозолей(класс защиты3).
2. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 следует использовать при концентрации вредных веществ в воздухе не более 0,5 процента объёмного.
5. Состав изделия. Устройство и работа.
5.1.Общий вид комбинированных фильтров ДОТ 220 и ДОТ 600, а также противогазовых фильтров ДОТ 250, ДОТ 460 и ДОТ 780 приведен на рисунке.
5.2. Фильтры ДОТ имеют цилиндрическую форму и, в зависимости от марки, имеют цветную этикетку.
5.3. Противогазовые фильтры ДОТ 250, ДОТ 460 и ДОТ 780 снаряжены специальными поглотителями. Комбинированные фильтры ДОТ 220 и ДОТ 600 снаряжены специальными поглотителями и противоаэрозольными фильтрами.
5.4. Фильтры ДОТ в верхней части имеют горловину с круглой резьбой, предназначенную для присоединения к лицевой части. В дне фильтра имеется отверстие, через которое поступает
5.5. При хранении фильтров ДОТ, горловины должны быть закрыты навинчивающимися колпачками с резиновыми прокладками, а отверстия в дне – резиновыми пробками.
6. Подготовка фильтров ДОТ.
6.1. Необходимо выбрать марку(комбинацию марок) и класс фильтра ДОТ с учетом содержания вредных паро, газообразных веществ и аэрозолейв воздухе рабочей зоны.
6.2. Проверить визуальным осмотром поверхность фильтра ДОТ на отсутствие проколов. пробоин и вмятин. Отвинтить с горловины фильтра ДОТ колпачок, убрать резиновую прокладку и осмотреть венчик горловины на отсутствие вмятин. Навинтить колпачок с резиновой прокладкой на горловину фильтра ДОТ.
При обнаружении повреждений необходимо заменить фильтр ДОТ и проверить снова как указано выше.
7. Использование фильтров ДОТ.
7.1. Фильтры ДОТ эксплуатируют в составе фильтрующего противогаза. Для сборки противогаза необходимо:
— отвинтить колпачок и убрать резиновую прокладку с горловины фильтра ДОТ;
— вынуть пробку из дна фильтра ДОТ;
— колпачок с прокладкой и пробку положить на дно сумки;
— присоединить фильтр ДОТ к лицевой части.
ВНИМАНИЕ!Комбинированные фильтры ДОТ 600 и противогазовые фильтры ДОТ 780 необходимо присоединять к лицевой части только с помощью соединительной трубки. Для этого необходимо один конец соединительной трубки ввинтить до упора в лицевую часть, а другой конец соединительной трубки навинтить до упора на горловину фильтра. Фильтр ДОТ вставить в сумку в отделение с брусками или отверстием.
В процессе эксплуатации противогаза при первом появлении запаха вредного вещества (постороннего запаха) в подмасочном пространстве лицевой части или затруднении дыхания необходимо немедленно выйти из загазованной зоны и заменить отработанный фильтр ДОТ на новый.
8. Хранение фильтров ДОТ.
8.1. Фильтры ДОТ должны храниться в упаковке организации-изготовителя. Ящики с фильтрами ДОТ не должны подвергаться деформациям и ударным нагрузкам, воздействию агрессивных веществ, вредных паров. Климатические факторы внешней среды должны соответствовать условиям группы 5ОЖ4 по ГОСТ 15150-69 (при температуре от минус 50 до плюс 50°С).
9. Гарантии изготовителя.
9.1 Гарантийный срок хранения в упаковке организации-изготовителя с момента изготовления фильтров ДОТ всех марок – 5,5 лет
4. Действия членов вахты при возникновении ГНВП в процессе спуска обсадной колонны и
при наличии ПВО с гидроуправлением.
ПЕРВЫЙ заметивший признак ГНВП сообщает об этом бурильщику. Бурильщик оценивает ситуацию и подает сигнал «ВЫБРОС»(Три коротких звуковых сигнала). Далее вахта выполняет следующ
При спуске колонны на буровой необходимо иметь аварийную бурильную трубу диаметром соответствующим диаметру установленных плашек на превенторе, оборудованную переводником под обсадные трубы на ее ниппельном конце, и обратным клапаном (шаровым краном) на муфтовом конце.
1. Бурильщик подает сигнал выброс, и с помощниками прекращают спуск колонны.
2. Бурильщик разгружает обсадную колонну на ротор.
3. Бурильщик с первым и третьим помощниками наворачивают аварийную стальнуб трубу с шаровым краном в открытом положении с переводником на обсадную колонну.
4. Бурильщик с первым и третьим помощниками наворачивают ведущую трубу.
5. Бурильщик подвешивает колонну труб на талевой системе.
6. Бурильщик фиксирует тормоз лебедки.
7. Первый и третий помощники снимают клинья ПКР.
8. Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.
9. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования и закрывает плашечный превентор, первый и третий помощники убедившись в движении жидкости по линии дросселирования, фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора.
10. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.
11. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этом не более 80% допустимого давления для устья скважины и гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны.
12. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада: — № скважины, наименование месторождения; — время возникновения ГНВП и ОФ; — обстоятельства и причины возникновения; — Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; — характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; — наличие и вид связи; — состояние устья скважины; — принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; — присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; — наличие подъездных путей.
13. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану, выработанному штабом.
14. В случае необходимости промывки скважины с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:
15. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.
16. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.
17. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп. +5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.
Подготовка ствола скважины и спуск обсадной колонны.
Цементирование.
ОЗЦ.
Воздух рабочей зоны.
— это пространство высотой до 2 метров над уровнем пола или рабочей площадки, на котором находится место временного или постоянного пребывания работающих.
4. Действия членов вахты при возникновении ГНВП при проведении геофизических работ
и при наличии ПВО с гидроуправлением.
ПЕРВЫЙ заметивший признак ГНВП сообщает об этом бурильщику. Бурильщик оценивает ситуацию вместе с начальником геофиз партии принимают решение ПОДНЯТЬ прибор и подает сигнал «ВЫБРОС»(Три коротких звуковых сигнала). Далее вахта выполняет следующие действия
-Начальник партии немедленно поднимает приборы из скважины. При невозможности подъема приборов начальник партии обрубает каротажный кабель специальным приспособлением, герметизацию устья проводят с помощью превентора с глухими плашками.
(- Бурильщик, первый и третий помощники спускают в скважину возможно большее количество бурильных труб, (если против плашек превентора находится инструмент не соответствующий диаметру плашек, тогда необходимо навернуть специальную трубу с шаровым краном).
— Бурильщик с первым и третим помощниками наворачивают ведущую трубу.
— Бурильщик подвешивает бурильный инструмент на талевой системе так, чтобы замок аварийной трубы с шаровым краном находился над столом ротора на уровне ключа АКБ.
— Бурильщик фиксирует тормоз лебедки.
—Первый и третий помощники снимают клинья ПКР.
—Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.
—Бурильщик со вспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования, убедившись в движении жидкости по линии дросселирования закрывает верхний плашечный превентор, первый и третий помощник, фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора.
9. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.
10. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этом не более 80% допустимого давления для устья скважины и гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны.
11. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада: — № скважины, наименование месторождения; — время возникновения ГНВП и ОФ; — обстоятельства и причины возникновения; — Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; — характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; — наличие и вид связи; — состояние устья скважины; — принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; — присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; — наличие подъездных путей.
12. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану, выработанному штабом.
13. В случае необходимости промывки скважины с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:
14. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.
15. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.
16. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп. +5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.
При перерывах в работе бур. инструмент необходимо поднять выше зоны возможного прихвата или держать в подвешанном состоянии с навернутой ведущей трубой. Установить контроль за скважиной, при возможности производить периодические промывки.
2. При вскрытом пласте при УСТАНОВКЕ КИСЛОТНОЙ ВАННЫ нарушается условие равновесия в скважине, что может привести к ГНВП. ГНВП может возникнуть в начале работы, когда объем нефти находится в бурильных трубах и при нахождении под ванной, т.е. после промывки нефти в затрубное пространство.
Квадрат установить в шурф.
Запрещается применять для защиты от низкокипяших плохо абсорбирующихся органических веществ (метан, этан, ацетилен), от газов и паров неизвестного состава, а также в колодцах, траншеях, плохо проветриваемых помещениях и резервуарах.
4. Действия членов вахты при возникновении ГНВП с прихваченным в скважине бурильным
инструментом и при наличии ПВО с гидроуправлением.
ПЕРВЫЙ заметивший признак ГНВП сообщает об этом бурильщику. Бурильщик оценивает ситуацию и подает сигнал «ВЫБРОС»(Три коротких звуковых сигнала). Далее вахта выполняет следующее
1. Второй помощникпо указанию бурильщика останавливает процесс промывки скважины.
2. Бурильщик делает натяжку бур. инструмента и производит отворот бурильного инструмента на возможно большей глубине.
Выбрасывает одну трубу.
4. Бурильщик фиксирует тормоз лебедки.
5. Первый и третий помощники снимают клинья ПКР.
6. Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.
7. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования и убедившись в движении жидкости по линии дросселирования, закрывает плашечный превентор, первый и третий помощники ,фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора.
8. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.
9. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этомроста более 80% от давления опрессо ….
10. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада(15 пунктов) — № скважины, наименование месторождения; — время возникновения ГНВП и ОФ; — обстоятельства и причины возникновения; — Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; — характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; — наличие и вид связи; — состояние устья скважины; — принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; — присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; — наличие подъездных путей.
11. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану глушения, выработанному тех отделом.
12. В случае необходимости промывки скважины с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:
13. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.
14. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.
15. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп. +5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.
ЗАВИСАНИЕ СТОЛБА ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА – происходит в кольцевом пространстве при больших значениях СНС. При этом давление не передается по стволу скважины от устья к забою. В этом случае в призабойной зоне против пласта возникает депрессионная зона, т.е. может начаться проявление, что в конечном итоге может привести к ГНВП.
К химическим процессам относится образование газов при взоимодействии с карбонатными породами, что может привести к разгазированию промывочной жидкости и образованию гидратных пробок.
Задвижки предназначены для установки в манифольдную линию как запорное устройство. Они выпускаются как с ручным управлением, так и с гидроприводом. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.
Техническая характеристика:
Условный проход 80 мм
Рабочее давление 350 атм
Пробное давление 700 атм
Управление задвижкой ручное
Масса 129 кг
Состоит из:
— Корпуса;
— 2-х-седел;
— 2-х тарельчатых пружин;
— шибера (затвора);
— верхнего и нижнего кожухов; шпиндель;
— 2-х шарикоподшипников;
— уровновешивающего штока и штурвала управления. Имеется ещё пробка.
Управление задвижкой производится штурвалом снабженным указателем открыто-закрыто, риски который нанесены на верхнем кожухе. Открытие-закрытие задвижки можно определить и визуально на нижнем кожухе – через отверстие в кожухе видно, если уровновешивающий шток дошел до конца кожуха – задвижка открыта. Если уровновешивающий шток ушёл вверх до корпуса – задвижка закрыта.
Для облегчения усилия вращения штурвала установлены 2 (два) упорных подшипника и уравновешивающий шток. Для предотвращения скопления механических примесей, внутри корпуса задвижки предусмотрена возможность заполнения его смазкой марки ЛЗ-162.
Источник