Что означает термин репрессия в скважине

Бурение на депрессии и на репрессии

В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.

Бурение на репрессии и его недостатки

Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.

Бурение на депрессии и его преимущества

По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.

Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.

Условия применения бурения на депрессии

К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

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.

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.

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.

В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление.

Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.

Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.

Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.

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.

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.

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

Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии

Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

К недостаткам следует отнести:

— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

— сокращение затрат и времени на освоение скважин:

— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

— предотвращение поглощений бурового раствора:

— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

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 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.

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.

ОСНОВНОЕ УСЛОВИЕ РАВНОВЕСИЯ: Р_пл. ≤ Р_п.ж.. ≤ Ргрп_.

Давление столба ПЖ должна превышать пластовое давление на ∆Р(дельта Р), или Р_пж. = Р_пл. + ∆Р.

∆ Р – превышение давления столба ПЖ(Промывочной жидкости), над Р_пл, должно составлять:10% от Р_пл. для скважин глубиной

до 1200м. по вертикали. И 5% от Р_пл. для скважин глубиной по вертикали 1200м. и более, но не более 25-30атм.

Исходя из этих условий, определяется плотность ПЖ.

С целью обеспечения условия Р_пж. ≤ Р_пог. необходимо ликвидировать зону поглощения цементными заливками, наполнителями или перекрытием обсадной колонной.

РЕПРЕССИЯ– это процесс, при котором жидкость из ствола скважины поступает в пласт(происходит поглощение) Р_пл.

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.

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 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 измерений – от 0 до 20 мг/м³

Прибор имеет два порога срабатывания сигнализации при превышении которого:

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.

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.

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 давления в кольцевом пространстве может произойти поглощение.

Причины:

Большая глубина скважины.

Рабочее давление 140 атм.

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.

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 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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 ….

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