3 действия вахты при косвенных признаках проявлений

O ГНВП

четверг, 27 сентября 2018 г.

Действия вахты при команде выброс

Аннотация по предупреждению газонефтепроявлений.

11. ПРАКТИЧЕСКИЕ Деяния ЧЛЕНОВ БУРОВОЙ СМЕНЫ (ВАХТЫ) ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОТКРЫТОГО ФОНТАНА ПРИ Появлении ПРОЯВЛЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ ПРОВОДКИ СКВАЖИНЫ.

11.1. В процессе отложения продуктивных отложений, содержащих в пластовом флюиде сероводород, деяния членов буровой смены (вахты) сначала, должны быть ориентированы на ранее обнаруженные проявления.

11.2. При обнаружении поступления пластового флюида в скважину, независимо от интенсивности притока и вида работ на буровой, деяния буровой смены должны быть ориентированы на незамедлительную герметизацию устья скважины по сигналу «Выброс» (длиннющий гудок).

11.3. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше максимально допустимой концентрации (3мг/см3) подавать сигналы «Газовая опасность» и «Выброс» (прерывающийся гудок переходящий в непрерывный).

По сигналу «Газовая опасность» буровая смена должна работать в противогазах.

11.4. При обычном процессе работ (отсутствия проявления) должны быть:

-открыта задвижки 5,6,7,10,8(штуцер с ручным управлением в положении 50%

-закрыты задвижки 3,4,9,11,12(штуцер ручным управлением),13,,14,15,16.

11.5. Деяния членов буровой смены (вахты):

Должность Деяния членов буровой смены.

Бурильщик ПРИ БУРЕНИИ, ПРОМЫВКЕ, ПРОРАБОТКЕ. Подает сигнал «Выброс» (длиннющий гудок) и приступает к герметизации устья скважины, зачем останавливает вращение ротора; дает команду первому ассистенту приостановить буровой насос, не открывая пусковую задвижку; поднимает бурильную колонну из скважины до выхода муфты верхней трубы на 0,8 м выше ствола ротора и фиксирует тормоз лебедки; закрывает шаровой кран под квадратом; открывает со вспомогательного пульта управления задвижку № три крестовины превентора на полосы глушения; закрывает трубный превентор ; дает команду на фиксацию ручным приводом плашек трубного превентора; ; дает команду закрыть задвижку №5 блока дросселирования ; Средством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии – через третьего ассистента, докладывает о герметизации скважины ответственному дежурному ИТР, буровому мастеру, представителю военизированного отряда. Дает команду первому ассистенту приготовить к пуску дегазатор. В течение 10 минут после герметизации устья скважины фиксирует давление в бурильных трубах и обсадной колонне, также повышение уровня раствора в приемной емкости. Устанавливает наблюдение за ростом давления на блоке глушения и записывает показания манометра через каждые 10 минут. Последующие деяния по указанию супервайзера по бурению заказчика.

1-ый ассистент 1. По сигналу «Выброс» останавливает буровой бурильщика насос, не открывая пусковую задвижку.

2. Инспектирует открытие задвижки № три и докладывает об этом бурильщику.

3. Фиксирует ручным приводом плашки превентора со стороны блока глушения с подсчетом количества оборотов руля ручного привода.

4. Закрывает задвижку 5.

5. Включает в работу дегазатор.

6. Через каждые 10 минут докладывает бурильщику величину давления в затрубном пространстве.

2-ой ассистент 1. По сигналу «Выброс» останавливает вибросито.

бурильщика 2. Фиксирует ручным приводом плашки со стороны блока глушения с подсчетом количества оборотов руля ручного привода.

3. Готовит к работе средства дегазации и утяжеления бурового раствора.

3-ий ассистент 1. По сигналу «Выброс» совместно с первым бурильщика ассистентом бурильщика производит фиксацию.

плашек превентора ручным приводом.

2. По команде бурильщика закрывает задвижку №5 противовыбросового манифольда.

3. По команде бурильщика извещает бурового мастера и супервайзера по бурению заказчика (по рации докладывает о закрытии и герметизации устья скважины и следует на буровую).

4-ый ассистент 1. По сигналу «Выброс» вкупе со вторым бурильщика ассистентом бурильщика производит фиксацию.

плашек превентора ручным приводом.

Электрик (дизелист) 1. Обеспечивает работу электродвигателей (ДВС)

привода лебедки и насоса, электростанции.

2. По указанию бурильщика отключает электроэнергию, глушит (ДВС), ликвидирует остальные источники воспламенения.

Лаборант-коллектор 1. Смотрит за циркуляцией бурового раствора.

2. Замеряет характеристики бурового раствора, делает анализы воздушной среды и фиксирует их в журнальчике.

3. Докладывает бурильщику результаты замеров.

ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ.

Бурильщик 1. Подает сигнал «Выброс» и преступает к герметизации устья скважины зачем:

останавливает спускоподъемные операции;

наворачивает при помощи первого и 4-ого помощников специальную трубу с шаровым краном; пускает бурильную колонну в скважину до нахождения муфты бурильной трубы на 0,8м выше ствола ротора и фиксирует тормоз лебедки:

закрывает шаровой кран;

открывает задвижку №3 крестовины превентора на полосы дросселирования;

закрывает трубный плашечный превентор;

дает команду на фиксацию ручным приводом плашек трубного превентора;

дает команду закрыть задвижку №5 блока дросселирования;

2. Средством громкоговорящей связи либо при ее отсутствии через третьего ассистента, докладывает о герметизации скважины ответственному дежурному ИТР, буровому мастеру, представителю военизированного отряда.

3. Дает команду первому ассистенту приготовить к пуску дегазатор.

4. В течение 10 минут после герметизации устья скважины фиксирует давление в бурильных трубах и обсадной колонне, также повышение уровня раствора в приемной емкости.

5. Устанавливает наблюдение за ростом давления на блоке дросселирования и записывает показания манометра через каждые 10 минут.

6. Через каждые 10 минут докладывает бурильщику величину давления в затрубном пространстве.2-ой ассистент 1. Помогает навернуть специальную трубу с КШН и.

Открывает задвижку №3, докладывает об этом бурильщику.

3. Фиксирует ручным приводом плашки превентора со стороны блока дросселирования с подсчетом количества оборотов руля ручного привода.

При выполнении работ по мехбурению и СПО насосно-компрессорными трубами в процессе разбуривания цементного стакана в эксплуатационной колонне и установке консервационного цементного моста, деяния членов буровой смены должны быть подобными обозначенным в пт 11.5.

Через каждые 10 минут докладывает бурильщику величину давления в затрубном пространстве.

Читайте также:  Признаки клопов в квартире фото

2-ой ассистент 1. По сигналу «Выброс» спускается с полатей верхового в буровую.

2.11. Устанавливает наблюдение за ростом давления на блоке задвижек и записывает показания манометра через каждые 10 минут.12.

3-ий ассистент 1. По сигналу «Выброс» спускается с полатей верхового.

2. С первым ассистентом производит фиксацию плашек превентора ручным приводом.

4. По команде бурильщика извещает бурового мастера и супервайзера по бурению (представителя заказчика) о начавшемся проявлении и герметизации устья скважины и следует на буровую.

4-ый ассистент 1. Помогает навернуть с первым ассистентом бурильщика.

специальную трубу с шаровым краном.

2. По сигналу «Выброс» совместно со вторым ассистентом бурильщика производит фиксацию плашек превентора ручным приводом.

Электрик (дизелист) 1. Обеспечивает работу лебедки и насоса, (ДВС) привода лебедки и насоса, электростанции.

2. По указанию бурильщика отключает электроэнергию (глушит ДВС), ликвидирует остальные источники воспламенения.

Лаборант-коллектор 1. Смотрит за циркуляцией бурового раствора.

2. Замеряет характеристики бурового раствора, делает анализы воздушной среды и фиксирует их в журнальчике.

3. Докладывает бурильщику результаты замеров.

3. Дает команду первому ассистенту приготовить к пуску дегазатор.4. В течение 10 минут после герметизации устья скважины фиксирует давление в трубном и затрубном пространстве, также повышение уровня раствора в приемной емкости.

наворачивает при помощи помощников бурильщика специальную трубу с шаровым краном и переводников, подходящим поперечнику спускаемой колонны;

спускает колонну в скважину до нахождения муфты бурильной трубы на 0,8м выше ствола ротора и фиксирует тормоз лебедки;

закрывает шаровой кран;

открывает задвижку №3.

закрывает трубный плашечный превентор;

2. Средством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии через третьего ассистента, докладывает о герметизации скважины ответственному дежурному ИТР, буровому мастеру, представителю военизированного отряда.

ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ.Бурильщик 1. Подает сигнал «Выброс» и преступает к герметизации устья скважины зачем:останавливает спуск колонны;

5. Устанавливает наблюдение за ростом давления на блоке дросселирования и записывает показания манометра через каждые 10 минут.

1-ый ассистент 1. По сигналу бурильщика «Выброс» совместно с.

бурильщика бурильщиком наворачивает специальную трубу с шаровым краном и переводником.

3. Фиксирует ручным приводом плашки превентора со стороны блока дросселирования с подсчетом количества оборотов руля ручного привода.

4. Закрывает задвижку №5.

5. Подготавливает по команде бурильщика к пуску в работу дегазатор.

6. Последующие деяния по указанию бурового мастера либо супервайзера по бурению заказчика.1-ый ассистент 1. По сигналу «Выброс» совместно с бурильщиком наворачивает специальную трубу с шаровым краном.2.

2. Фиксирует ручным приводом плашки со стороны блока глушения с подсчетом количества оборотов руля.

3. Готовит к работе средства дегазации и утяжеления бурового раствора.

3-ий ассистент 1. Помогает навернуть специальную трубу с КШН и.

2. С первым ассистентом производит фиксацию плашек превентора ручным приводом.

4. По команде бурильщика извещает бурового мастера и супервайзера по бурению (по рации) о начавшемся проявлении и герметизации устья скважины и следует на буровую.

4-ый ассистент 1. Помогает навернуть специальную трубу с КШН.

Средством громкоговорящей связи, а при ее отсутствии через 4-ого ассистента докладывает о герметизации скважины ответственному дежурному ИТР, буровому мастеру, представителю военизированного отряда.4. Последующие деяния по указанию ответственного ИТР либо бурового мастера.Все ассистенты 1.

Обеспечивает работу электродвигателей (ДВС) привода лебедки и насоса, электростанции.

2. По указанию бурильщика отключает электроэнергию (глушит ДВС), ликвидирует остальные источники воспламенения.

Лаборант-коллектор 1. Смотрит за циркуляцией бурового раствора.

2. Замеряет характеристики бурового раствора, делает анализы воздушной среды и фиксирует их в журнальчике.

3. Докладывает бурильщику результаты замеров.

ПРИ ОТСУТСТВИИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В СКВАЖИНЕ.

Бурильщик 1. После окончания подъема бурильной колонны:

доливает скважину до устья;

держит под контролем и поддерживает уровень на устье скважины средством долива.

2. При обнаружении перелива подает сигнал «Выброс» и герметизирует скважину превенторами с глухими плашками.

3.бурильщика и переводником.2. По сигналу «Выброс» вкупе со вторым ассистентом производит фиксацию плашек превентора ручным приводом.Электрик (дизелист) 1.

2. Держит под контролем и поддерживает уровень на устье скважины средством долива.

3. При обнаружении перелива предупреждает начальника партии о проявлении и приступает к герметизации скважины.

4. При выполнении геофизических либо прострелочно-взрывных работ в скважине поднять зонд либо перфоратор. Если этого сделать нельзя – обрубить кабель.

5. Открывает задвижку №3.

6. Закрывает КШН (если спущена спецтруба)

7. Закрывает плашечный превентор с трубными плашками на специальной трубе.

8. Дает команду на фиксацию ручным приводом плашек трубного превентора.

10. Дает команду на закрытие задвижки № 5.

Фиксирует ручным приводом плашки со стороны блока глушения с подсчетом количества оборотов руля ручного привода.3. Готовит к работе средства дегазации и утяжеления бурового раствора.

Делают указания бурильщика.ПРИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТАХ.Бурильщик 1. Обеспечивает неизменное наблюдение за скважиной.

4. Закрывает задвижку №5 5. 5,Подготавливает по команде бурильщика к пуску в работу дегазатор.6.

Источник

Действия буровой вахты при ГНВП

Практика знает немало случаев, когда проявления переходили в откры­тые фонтаны только вследствие нечеткой и неслаженной работы обслужи­вающего персонала. В экстремальных ситуациях в связи с повышенным нервно-психическим напряжением обязанности и порядок действий каждого члена буровой вахты должны быть строго регламентированы, чтобы избежать ошибок, растерянности и связанной с ними потери времени. Операции по глушению скважин должны выполняться под руководством ответственного работника в соответствии с рабочей картой глушения или по специальному плану

Действие членов буровой вахты при ГНВП

Лист глушения скважины

Читайте также:  Признаки кисты молочных желез

Продолжение приложения 1

Рабочий бланк данных объемного метода глушения скважин

Список используемой литературы

1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении.- М: Недра, 1992.-251 с: ил.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-2003). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М: Госгортехнадзор России, 2003.- 206 с.

3. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах.-М.: Недра, 1984, 191 с.

4. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бу­рении глубоких скважин.- М: Недра, 1988.- 200 с. : ил.

5. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1981,- 189 с: ил.

6. Блохин О.А., Иоганесян К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов : Учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.-М.: Недра, 1991.- 142с.: ил.

7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- Т. 3.- 399 с.

8. Жан Бом, Дидье Бриган, Беонар Лопес Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений.

9. Randy Smith Training Solution, учебное пособие по курсу «Well Control», Абердин, 2005 г.

10. Аширьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989. – 228 с.: ил.

12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие. – М.: Недра, 1999. – 424 с.

14. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Коваленко А.В. Основы гидравлики и промывочные жидкости: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1993. – 240 с.

15. Борисенко Л.В. Промывочные жидкости и промывка скважин: Методические указания к лабораторным работам. – М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1981. – 87 с.

17. Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. – М.: Недра, 1978. – 132 с.

18. Грей Дж. Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ. – М.:Недра, 1985. – 509 с.

19. Иогансен К.В. Справочник «Спутник буровика», 3-е издание переработанное и дополненное. – М.: Недра, 1990.- 199 с.

20. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Справочное пособие. – М.: Недра, 1989. – 240 с.

21. Каталог «Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин», АО НПП «ВНИИГИС», 1997.

24. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987.

25. Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. – Тюмень: «Вектор БУК», 1997. – 238 с.

26. Овчинников В.П. и др. Солевые тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды. – М.: Недра, 2000. – 246 с.

27. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. – М.: Недра, 1982. – 230 с.

28. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра, 1990. – 230 с.

29. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1981.

30. Токунов В.И. Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с.

32. Киреев А.М., Войтенко В.С. Управление проявлениями горного давления при строительстве нефтяных и газовых скважин: Монография. в 2-х т. – Тюмень: «Экспресс». 2006. – 366 с.

33. Справочник бурового мастера: в 2-х т. М: «Инфра-Инженерия», 2006. – 1216 с. \ Под общей редакцией редакцией Овчинникова В.П., Грачева С.И., Фролова А.А.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник

Раннее обнаружение ГНВП.

— успешно, в короткий срок и при минимальных давлениях произвести ликвидацию ГНВП;

— иметь резерв времени на устранение неполадок в оборудовании и ошибочных действиях персонала;

— исключить нарушение правил охраны недр и окружающей среды;

обеспечить безопасность труда обслуживающего персонала.

Признаки обнаружения ГНВП.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

· Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на два вида: прямые и косвенные

1. Прямые признаки ГНВП:

· Увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемной емкости при циркуляции. Увеличение объёма свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

· Повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов.

· Уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъме колонны труб. Несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента.

· Увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступи-вшей в приемную емкость при спуске колонны труб.

· Движение промывочной жидкости по желобной системе при останов-ленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

· Увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход влегко буримые породы.

· Падение давления на стояке (насосах):

а) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образо-вание сифона;

б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны.

· Увеличение веса бурильной колонны:

а) Снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Читайте также:  Понятие признаки и виды правовых средств шпаргалка

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках.

Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

· Запах, «кипение» промывочной жидкости;

· Падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

· Увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

· Увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.

Основной причиной является неподготовленность обслуживающего персонала (неправильные действия вахты и ИТР).

Неправильные действия ИТР – незнание происходящих процессов в скважине и неверная подача команд, неправильный выбор параметров глушения и стравливания.

Отсутствие подходов к узлам ПВО, его неподготовленность и неисправность.

Отсутствие газозащитных средств.

Несоответствие давления обсадных труб, давлению возникающему при проявлении.

Заниженная, ниже расчетной опрессовка обсадной колонны.

Отступления от проектной схемы обвязки ПВО, не позволяющие проводить работы по глушению и промывке.

Вскрытие пластов с АВПД не учтенные в ГТН.

Методы и способы ликвидации ГНВП.

Ступенчатый
Уравновешенного пластового давления
Непрерывный Ожидание и утяжеление Двухстадийный Двухстадийный растянутый

Метод уравновешенного пластового давления заключается в создании после герметизации устья скважины забойного давления равного или несколько больше пластового давления при этом поступление пластового флюида в скважину прекращается на протяжении всего процесса ликвидации ГНВП.

Метод включает 4 способа:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора;

4. Двухстадийный растянутый – отличается от предыдущего тем, что вторая стадия выполняется с постепенным наращиванием плотности по всему циклу.

Если при постоянной подаче насоса поддерживать постоянное давление в бурильных трубах путем дросселирования, то на забое скважины на протяжении всего глушения будет поддерживаться постоянное забойное давление.

Понятие о ступенчатом методе.

Vо – объем раствора поступившего из скважины сверх имеющегося, приравнивается к объему пластового флюида поступившего в скважину из пласта.

Vпред. – объем раствора обеспечивающий превышение забойного давления над пластовым. Выбирается из п.2.7.3.3. ПБНГП.

Ризб.к. –допустимое избыточное давление, на 20% ниже Ропр.к.

Данный способ применяется когда Vо > Vпред. или Ру > Ризб.к. в этих случаях, чтобы не допустить порыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого необсаженного пласта, снижают избыточное давление в колонне приоткрывая дроссель на блоке дросселирования при этом забойное давление несколько снижается, а в скважину может поступить дополнительный объем пластового флюида. Чтобы предотвратить это во время дросселирования необходимо увеличить подачу на максимально возможную величину. После падения давления в колонне, переходят к прежней подаче, а дроссель перекрывают до первоначального положения. Что будет видно по первоначальному давлению на насосе. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

Жидкости для глушения скважин.

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:

— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;

— предотвращение отбразования стойкой водо-нефтяной эмульсии и набухания глин;

— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.

Глинистые растворы при КПРС применяется редко т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим.реагенты.

Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы для КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:

Пожароопасны, дорогостоящие, при отрицательных температурах необходим постоянный подогрев, не отвечают санитарным нормам.

Наряду с раствором хлористого кальция широко используются растворы натриевые, имеющие меньшую плотность.

Влияние соответствия фактических параметров раствора проектным на возникновение проявления.

Плотность, (ρ кг/м 3 ) раствора определяется согласно ПБНГП п. 2.7.3.3. таким образом, чтобы статическое давление превышало пластовое на определенную величину по интервалам.

Вязкость, ( Т сек.) свойство раствора образовывать пластичную структуру при движении.

При высоких значениях вязкости большая вероятность возникновения следующих осложнений:

— большие гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;

Однако при малых значениях вязкости затруднен вынос шлама и возможно выпадение в осадок утяжелителя.

Технологически выбирается среднее значение.

СНС, ( О мг/см 2 ) это давление которое необходимо приложить к раствору для разрушения структуры при восстановлении циркуляции.

Замер производится через 1 и 10 минут. Первый замер характеризует скорость нарастания прочности структуры, второй – конечную прочность структуры.

Происходит зависание раствора, когда столб раствора не передает допустимое давление на забой.

Затруднена естественная дегазация раствора.

В пористых пластах образуется гель, который плотно закупоривает поры, вероятность проявления уменьшается, но затруднено последующее освоение пласта.

При малых значениях СНС происходит осаждение шлама и утяжелителя, что приводит к осложнениям. Таким образом, величина СНС выбирается исхода из конкретных геологических условий.

Водоотдача, (В см 3 /30мин.) это способность раствора отфильтровывать определенное количество несвязанной воды. Это показатель стабильности раствора. При больших значениях водоотдачи несвязанная вода изменяет другие параметры раствора. Гидрофильные пласты (впитывающие воду) теряют устойчивость, возникают каверны, осыпи, сужения. Возникает рыхлая, толстая корка, которая способствует сужению ствола скважины, прилипанию инструмента.

В каждом конкретном случае величина водоотдачи определяется поддержанием стабильности раствора.

Чем меньше водоотдача, тем качественнее раствор.

Дата добавления: 2015-11-10 ; просмотров: 10611 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник