Для чего нужен параметр mf в буровом растворе
Химический анализ буровых растворов
С целью определения наличия загрязняющих примесей и для облегчения контроля параметров бурового раствора воду затворения и фильтрат раствора исследуют химическим путем.
Для проведения химического анализа обычно требуется следующее лабораторное оборудование: пипетки, склянки для химреактивов, капельницы, чашки, мерные цилиндры, палочки для перемешивания и посуда для мытья.
6.10. Определение рН
рН бурового раствора можно определить двумя различными методами:
1. Индикаторная бумага. Индикаторная бумага для измерения рН обработана таким образом, что в зависимости от концентрации ионов водорода в растворе меняет окраску. При высоких концентрациях хлорида индикаторная бумага теряет свою эффективность.
Процедура Индикаторная бумага
1. Поместите полоску индикаторной бумаги на поверхность бурового раствора и подождите, пока не намокнет нижняя её часть и цвет стабилизируется (обычно на это требуется около 1 минуты).
2. Сравните цвет верхней стороны полоски, который не контактировал с буровым раствором) с цветовым стандартом, поставляемым с набором индикаторной бумаги, и определите рН бурового раствора.
3. Запишите значение рН с точностью до 0,2-0,5 единицы (в зависимости от диапазона используемой бумаги).
4. Если полученный цвет не возможно сравнить с эталонным, повторите исследование, используя полоску индикаторной бумаги из диапазона, ближайшего к измеряемой рН. Индикаторная бумага выпускается в нескольких диапазонах рН. Хотя результат при использовании индикаторной бумаги не отличается большой точностью, для обычной работы в условиях буровой его вполне достаточно. Если содержание хлорида превышает 10000 промилпe?, использование индикаторной бумаги не рекомендуется.
1. Согласно инструкции, прилагаемой к прибору, включите усилитель и произведите стандартизацию прибора соответствующим буферным раствором.
2. Тщательно промойте электрод дистиллированной водой. Осторожно оботрите его и вставьте в буровой раствор.
Не допускайте касания электродом стенок контейнера!
3. Осторожно взболтайте раствор с опущенным в него электродом.
4. Измерьте рН в соответствии с инструкцией. После стабилизации показаний (требуется от 30 секунд до нескольких минут), запишите рН.
5. Укажите значение рН с точностью до 0,1
6. Тщательно промойте электрод и храните его в дистиллированной воде.
6.11. Щелочность и содержание извести
Процедура измерения щелочности фильтрата
1. Влейте в чашку 1 мл фильтрата.
2. Добавьте 2-3 капли индикаторного раствора фенолфталеина. Если фильтрат не окрасится, Pf= 0,
3. Добавляйте при непрерывном помешивании 0,02N (N/50) серной кислоты до тех пор, пока фильтрат не обесцветится. Число использованных миллилитров 0,02N (N/50) серной кислоты называется «Р» щелочностью фильтрата (Pf).
4. К пробе, которая титровалась до конечной точки «Р», добавьте 2-3 капли индикаторного раствора метилоранжа При помешивании добавляйте по капле стандартную кислоту до изменения цвета с желтого на розовый. Общий объем кислоты (в миллилитрах), использованной до момента достижения конечной точки по метилоранжу (вкпючая и объем на титрование до конечной точки «Р»), запишите как «Мf».
5. Укажите щелочность фильтрата по метилоранжу «Mf» в виде общего количества 0.02N кислоты на миллилитр фильтрата, использованного на титрование до конечной точки по метилоранжу.
Щелочность «Mf» можно также проверить индикатором бромкрезоловым зеленым. При использовании этого индикатора проще определить конечную точку. Вначале выполняют этапы 1-3, описанные выше, а затем следующие.
6. К пробе, у которой достигнута конечная точка «Р» добавляют 3-4 капли индикатора бромкрезолового зеленого. По капле добавляют 0,02N серную кислоту до изменения окраски с синей до цвета зеленого яблока.
конечной точки по бромкрезоловому зеленому (рН 4-4,5). В эtot объем входит и
объем кислоты, использованной на титровании до конечной точки Pf.
Оценка содержания гидроксида. карбоната и бикарбоната
Р = мл 0,02N серной кислоты, требуемой для достижения конечной точки по фенолфталеину.
М = общее количество мл 0,02N серной кислоты, израсходованной на титрование до конечной точки по метилоранжу.
Р = 0, щелочность является следствием присутствия только бикарбоната.
Р = М, щелочность является следствием присутствия только гидроксида.
2Р = М, щелочность является следствием присутствия только, карбоната.
2Р > М, щелочность является следствием прис> :ствия смеси карбоната и гидроксида.
Для чего нужен параметр mf в буровом растворе
§ 2. Химические свойства буровых растворов
Химический анализ буровых растворов
С целью определения наличия загрязняющих примесей и для облегчения контроля параметров бурового раствора воду затворения и фильтрат раствора исследуют химическим путем.
Для проведения химического анализа обычно требуется следующее лабораторное оборудование: пипетки, склянки для химреактивов, капельницы, чашки, мерные цилиндры, палочки для перемешивания и посуда для мытья.
рН бурового раствора можно определить двумя различными методами:
1. Индикаторная бумага. Индикаторная бумага для измерения рН обработана таким образом, что в зависимости от концентрации ионов водорода в растворе меняет окраску. При высоких концентрациях хлорида индикаторная бумага теряет свою эффективность.
1. Поместите полоску индикаторной бумаги на поверхность бурового раствора и подождите, пока не намокнет нижняя её часть и цвет стабилизируется (обычно на это требуется около 1 минуты).
2. Сравните цвет верхней стороны полоски (который не контактировал с буровым раствором) с цветовым стандартом, поставляемым с набором индикаторной бумаги, и определите рН бурового раствора.
3. Запишите значение рН с точностью до 0,2-0,5 единицы (в зависимости от диапазона используемой бумаги).
4. Если полученный цвет не возможно сравнить с эталонным, повторите исследование, используя полоску индикаторной бумаги из диапазона, ближайшего к измеряемой рН. Индикаторная бумага выпускается в нескольких диапазонах рН. Хотя результат при использовании индикаторной бумаги не отличается большой точностью, для обычной работы в условиях буровой его вполне достаточно. Если содержание хлорида превышает 10000 промилле, использование индикаторной бумаги не рекомендуется.
1. Согласно инструкции, прилагаемой к прибору, включите усилитель и произведите стандартизацию прибора соответствующим буферным раствором.
2. Тщательно промойте электрод дистиллированной водой. Осторожно оботрите его и вставьте в буровой раствор.
Не допускайте касания электродом стенок контейнера!
3. Осторожно взболтайте раствор с опущенным в него электродом.
4. Измерьте рН в соответствии с инструкцией. После стабилизации показаний (требуется от 30 секунд до нескольких минут), запишите рН.
5. Укажите значение рН с точностью до 0,1.
6. Тщательно промойте электрод и храните его в дистиллированной воде.
6.11. Щелочность и содержание извести
Процедура измерения щелочности фильтрата
1. Влейте в чашку 1мл фильтрата.
2. Добавьте 2-3 капли индикаторного раствора фенолфталеина.
Если фильтрат не окрасится, Pf = 0.
3. Добавляйте при непрерывном помешивании 0,02 N ( N/50) серной кислоты до тех пор, пока фильтрат не обесцветится. Число использованных миллилитров 0,02 N ( N/50) серной кислоты называется “Р” щелочностью фильтрата ( Pf ).
4. К пробе, которая титровалась до конечной точки “Р”, добавьте 2-3 капли индикаторного раствора метилоранжа. При помешивании добавляйте по капле стандартную кислоту до изменения цвета с желтого на розовый. Общий объем кислоты (в миллилитрах), использованной до момента достижения конечной точки по метилоранжу (включая и объем на титрование до конечной точки “Р”), запишите как “М f ”.
5. Укажите щелочность фильтрата по метилоранжу “М f ” в виде общего количества 0,02 N кислоты на миллилитр фильтрата, использованного на титрование до конечной точки по метилоранжу.
Щелочность “М f ” можно также проверить индикатором бромкрезоловым зеленым. При использовании этого индикатора проще определить конечную точку. Вначале выполняют этапы 1-3, описанные выше, а затем следующие.
6. К пробе, у которой достигнута конечная точка “Р”, добавляют 3-4 капли индикатора бромкрезолового зеленого. По капле добавляют 0,02 N серную кислоту до изменения окраски с синей до цвета зеленого яблока.
Оценка содержания гидроксида, карбоната и бикарбоната
Р = мл 0,02 N серной кислоты, требуемой для достижения конечной точки по фенолфталеину.
М = общее количество мл 0,02 N серной кислоты, израсходованной на титрование до конечной точки по метилоранжу.
Р = 0, щелочность является следствием присутствия только бикарбоната.
Р = М, щелочность является следствием присутствия только гидроксида.
2Р = М, щелочность является следствием присутствия только карбоната.
2Р > М, щелочность является следствием присутствия смеси карбоната и гидроксида.
2Р М, щелочность является следствием присутствия смеси карбоната и бикарбоната.
Обычные буровые растворы
Буровые растворы на пресной воде, обработанные каустической содой или разжижителями, содержащими каустическую соду, часто имеют нежелательно высокие СНС и вязкость, а также неустойчивую водоотдачу, неадекватную нормальными добавками гидрогеля. Имеющийся у нас опыт показывает, что такие состояния очень часто можно объяснить родом щелочности, имеющейся в буровом растворе. Вообще похоже на то, что различные формы щелочности можно соотносить с характеристиками бурового раствора следующим образом:
Только ОН щелочность раствор стабилен и в хорошем состоянии.
Щелочность ОН и CO 3 раствор стабилен и в хорошем состоянии.
Только щелочность CO 3 раствор нестабилен и его трудно контролировать.
Щелочность CO 3 и HCO 3 раствор не стабилен и его трудно контролировать.
Только HCO 3 щелочность раствор не стабилен и его трудно контролировать.
Исходя из вышесказанного, всегда желательно регулировать программу обработки таким образом, чтобы восстанавливать бикарбонатную щелочность до карбонатной, а карбонатную удалять или преобразовывать в гидроксидную.
Изменить тип щелочности можно, поскольку бикарбонат не может существовать в присутствии гидроксида, так как восстанавливается до карбоната. Карбонат можно удалить добавлением кальция, образующего нерастворимый карбонат кальция. Для восстановления бикарбонатной щелочности до карбонатной обычно используют два распространенных материала: гашеную известь и каустическую соду. Выбор того или иного материала зависит от имеющегося в буровом растворе кальция и основывается на следующих реакциях, если в каждом случае имеются указанные исходные материалы.
Обработку № 2 следует применять в тех случаях, когда содержание кальция в буровом растворе в грамм-эквивалентах на литр выше, чем бикарбонатная щелочность в грамм-эквивалентах на литр. В результате образования кальцинированной соды ( Na2CO 3 ) на каждый грамм-эквивалент на литр имеющегося бикарбоната можно удалить 2 грамм-эквивалента на литр кальция. Раствор, в котором содержится 20 грамм-эквивалентов на литр бикарбоната, будет свободен от кальция, если обработкой каустической содой восстановить бикарбонат до карбоната.
Обработка № 4 восстанавливает бикарбонат натрия до каустической соды и используется только в тех случаях, когда есть необходимость в предварительной обработке кальцинированной содой, в поддержании концентрации кальцинированной соды на уровне, необходимом при проходке гипса или ангидрита, в добавлении в воду затворения, в регенерации каустической соды из бикарбоната натрия или карбоната натрия, что объясняется ниже в описании обработки ; 5.
Обработка № 5 также восстанавливает карбонат натрия до каустической соды и используется для поддержания гидроксидной щелочности, не увеличивая при этом количества образующейся карбонатной щелочности. Эту обработку можно проводить вместе с обработкой № 4, чтобы получить минимальную карбонатную щелочность и поддержать требуемую гидроксидную.
6.12. Методика определения содержания извести
1. Отмерьте 1 мл бурового раствора в чашку и доведите объем до приблизительно 50 мл дистиллированной водой. Для этого лучше всего использовать шприц.
5. Рассчитайте содержание извести следующим образом:
Fw = объемный коэффициент воды в буровом растворе (по результатам определения содержания жидкой и твердой фаз)
объемный процент воды
Если плотность раствора составляет 1,44 г/см 3 или меньше, то приблизительное содержание извести в кг/м 3 можно рассчитать по формуле:
1. Влейте в чашку точно 1мл или кратно больше пробы фильтрата раствора и добавкой дистиллированной воды доведите объем до 50 мл.
2. Добавьте несколько капель фенолфталеинового индикатора. При появлении розовой окраски, добавьте серной кислоты до полного исчезновения окраски.
4. При непрерывном помешивании добавляйте по капле стандартный раствор нитрата серебра. Конечная точка титрования будет достигнута тогда, когда цвет пробы раствора изменится с желтого на оранжевый или кирпично-красный.
При использовании 0,0282 N AgNO 3
При использовании 0,280 N AgNO 3
Cl, мг/л х 1.65 = NaCl, мг/л
1. Влейте в чашку или мензурку точно 1 мл или кратно больше пробы фильтрата раствора и добавкой дистиллированной воды доведите объем приблизительно до 50 мл.
2. Добавьте 4 капли буферного раствора и 2 капли раствора Манвер. При наличии кальция или магния раствор станет красным. Вместо раствора Манвера можно добавить несколько крупинок индикатора Эрихром черный Т.
3. При непрерывном помешивании добавляйте титравер (1мл = 1гСаСО3) до изменения окраски с красной на синюю.
титравер, мл х 1000
(Са ++ + Mg ++ ) мг/л = 0,4 х жесткость в мг/л в пересчете на Са ++.
1. Влейте в чашку или мензурку 1 мл пробы фильтрата и разбавьте небольшим количеством дистиллированной воды.
2. Добавьте две капли 8 N гидроксида калия.
3. Добавьте несколько гранул индикатора Calver II и взболтайте смесь так, чтобы она хорошо перемешалась. Вместо Calver II можно добавить несколько крупинок сухого индикатора Мурексида.
4. Титруйте титравером до изменения окраски с красной на синюю.
титравер, мл х 1000
6.17. Определение содержания солей в водной фазе РУО
Метод предусматривает разрушение эмульсии горячей водой в присутствии деэмульгатора (дисольвана), разделение нефтяной и водной фаз и определение в отделённой твёрдой фазе содержания ионов хлора, магния, кальция и гидроксильных групп.
В мерный 50мл цилиндр с притёртой пробкой вводят 20мл испытываемого раствора и добавляют 20мл дизельного топлива. Встряхивая, перемешивают содержимое в цилиндре, быстро отбирают 5мл смеси и переносят в делительную 75мл воронку, предварительно отградуированную на 50мл. Затем добавляют 10мл дисольвана и горячей дистиллированной воды до метки. Всё это встряхивают, периодически осторожно приоткрывая пробку.
1. Влейте в цилиндр, мензурку или пробирку 2-4мл фильтрата.
2. Добавьте несколько капель раствора хлорида бария.
3. Если в пробе есть сульфаты или карбонаты, они выпадут в осадок в виде молочно-белой массы.
5. Результат запишите таким образом: следы, признаки, немного, много.
6.19. Катионнообменная емкость
Раствор метиленового синего (1 мл = 0,01 миллиэквивалента), содержащий 3,74 г метиленового синего х 4 ( C16H18N3SCl · 3H2O) * на литр
3% раствор перекиси водорода
Разбавленная серная кислота, приблизительно 5 N
Колба Эрленмейера на 125 мл
Мерный цилиндр на 25 мл
Палочки для перемешивания
Электроплитка или нагреватель для бутылок
Фильтровальная бумага ватман № 4
Концентрации бентонита в буровых растворах.
1. Влейте в 125мл колбу 2,0 см 3 бурового раствора.
а) 15см 3 перекиси водорода ( H2O 2 )
б) 1см 3 серной кислоты (H 2 SO4), если серная кислота в капельнице, тогда добавьте 12 капель.
Взболтайте смесь в течение 10 мин.
3. Прокипятите в течение 10 минут.
4. Дистиллированной водой доведите объем до 50мл.
5. Начните добавлять по 1см 3 раствор метиленового синего.
6. После каждого добавления встряхивайте колбу и удаляйте одну каплю пробы с конца палочки для перемешивания.
7. Наносите эту каплю на фильтровальную бумагу. Когда голубой краситель разойдется из этой точки и образует вокруг нее кольцо, титрование заканчивается.
8. После обнаружения образования такого кольца взбалтывайте колбу в течение еще двух минут, а затем перенесите еще одну каплю на фильтровальную бумагу. Если кольцо снова видно, значит конечная точка достигнута. Если кольцо не появилось, продолжайте делать то, что указано в этапах 5-7 до тех пор, пока вокруг капли, взятой после двух минут встряхивания, не появится голубое кольцо.
1. В буровых растворах часто кроме бентонита содержатся и другие вещества, которые адсорбируют метиленовый краситель. Обработка перекисью водорода предназначена для ликвидации влияния таких органических материалов как КМЦ, полиакрилаты, лигносульфонаты, лигниты. Так что мешать показаниям могут только какие-то другие материалы.
2. Все нужные реагенты и оборудование поставляются при заказе набора для исследования.
3. Растворы следует хранить в прохладном темном месте, что продляет срок их годности. Растворы метиленового синего и перекиси водорода следует обновлять каждые 4-6 недель.
Оборудование и материалы
Градуированные пластмассовые центрифужные пробирки
Стандартный раствор перхлората натрия (150 мг в 100 мл дистиллированной воды)
Бутылка проверочного раствора на калий
Стандартная кривая для проверки на калий
1. Добавьте 3мл раствора перхлората натрия к 7мл проверяемого раствора (фильтрата или отстоя после центрифугирования).
2. Сразу же выпадает осадок. Не сильно, но тщательно взболтайте содержимое пробирки.
3. Если раствор нагреется, опустите пробирку на 5 минут в холодную воду.
4. Центрифугируйте в течение 1 минуты, а затем измерьте объем хлопьев.
2. Время центрифугирования должно оставаться неизменным независимо от типа используемой центрифуги.
3. Определение “Поправочного коэффициента”
а) Растворите 2,0 г поташа в 50 мл дистиллированной воды
б) Определите концентрацию ионов калия в этом растворе по описанной выше методике.
в) Рассчитайте поправочный коэффициент:
Например, если объем хлопьев = 0,80 мл, то
Для определения истинной концентрации К + умножьте концентрацию ионов калия на поправочный коэффициент.
6.21. Метод высокочастотного титрования ионов калия
Данный метод основан на измерении высокочастотной электропроводности раствора, изменяющейся в процессе реакции:
Na[B(C6H5)4] + KCl 
NaCl + K[B(C6H5)4]
Анализ исследуемого раствора можно проводить на любом высокочастотном титраторе. Ниже приводятся последовательность и методика анализа на осициллотитраторе системы «ПУНГОР» типа ОК-302.
вч
Основные свойства буровых растворов
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:
Вязкость
Высокая вязкость требуется для:
Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:
Плотность
Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.
Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:
Водоотдача
Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.
Химические свойства
Химические свойства влияют на:
Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.
Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.
Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.
Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;
Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.
Измерения (химические анализы фильтрата):
pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.
Содержание твердой фазы
Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).
Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.
Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:
Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.
Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.
Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.
Измерительные приборы и измерения:
Заполнение журнала по буровому раствору
Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.
© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.
 | Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 |
Р1 – масса камеры с буровым раствором, г;
Р2 – масса камеры с твёрдым остатком, г.
Что за параметр МВТ, о чём он говорит?
Ответ: Mud Bentonite Test (MBT) – катионообменная ёмкость или концентрация коллоидной фазы (распущенных частиц) в буровом растворе (на практике оценивается по замеру концентрации бентонита в буровом растворе, что и является показателем катионообменной ёмкости), измеряется в г/л = кг/м3; МВТ (или коллоидная фаза бурового раствора) обладает высокой активностью, благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе; такая дисперсная система отличается большой удельной площадью их суммарной поверхности, а поведение частиц, и бурового раствора в целом, определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения и отталкивания между частицами; коллоиды с размером частиц от 0,1 до 2 мкм и характеризуют вязкость и фильтрационные свойства раствора.
На что влияет СНС, и на что ДНС?
Ответ: СНС влияет на текучесть и вязкость ПЖ; ДНС влияет на качество очистки и вынос из скважины шлама, на реологические свойства ПЖ.
СНС (статическое напряжение сдвига) – параметр ПЖ, характеризующий прочность структуры, возникающей в покоящемся растворе, а также интенсивность упрочения структуры во времени (замер через 1 мин. и через 10 мин. покоя); или удерживающая способность ПЖ.
— в каждом пункте приготовления тампонажного раствора непрерывно производить замеры его плотности вручную ареометром (рычажными весами) с отбором проб из чанов для затворения цемента; обеспечить хранение проб в течение времени ОЗЦ;
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
Если есть возможность и время, то под осреднительную ёмкость можно приспособить любую свободную ёмкость на буровой, с соответствующими цементажу обвязкой и объёмом этой ёмкости.
Что будете делать если не получили «Стоп» после прокачки расчётного количества продавки?
Что необходимо проверить перед началом цементирования?
— результаты лабораторного анализа цементных растворов (обычно забывают);
— цементировочную головку, продавочные пробки;
— количество, работоспособность и расстановку техники и персонала, участвующих в цементаже;
— количество и качество цемента и жидкости затворения;
— поведение скважины во время промывки;
— результаты расчёта цементажа по плану работ с целью корректировки на не предвиденные (не предусмотренные) изменения.
Что делать, если при цементировании отказала СКЦ?
Ответ: продолжать цементаж с контролем параметров в ручном режиме и закачиваемых объёмов по ёмкостям ЦА; не зависимо от наличия СКЦ в процессе цементирования необходимо:
— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;
— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;
— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.
18 остановочных пунктов буровой, особенно те, которые связаны с технологией, а не с документами?
1) изменение технологического процесса без согласования с Заказчиком (-Западная Сибирь»).
2) отсутствие паспортов используемого оборудования и материалов.
3) производство работ без утверждённого технологического плана.
4) наличие аварийных утечек и разливов технологических жидкостей по кустовой площадке; замазученность территории кустовой площадки в радиусе 50 метров от устья ремонтируемой скважины.
5) несоответствие параметров бурового раствора ИТП перед вскрытием проектного продуктивного пласта.
6) не работает хотя бы одна ступень очистки при вскрытии проектного продуктивного пласта.
7) по геофизическим замерам ожидается уход скважины за круг допуска, дальнейшее бурение без исправительных работ запрещается.
8) отсутствует эксплуатационная колонна на мостках за 50 м до вскрытия проектного продуктивного пласта.
9) отсутствует или не исправен индикатор веса при СПО; эксплуатируется индикатор веса при СПО без необходимой документации (паспорт, тарировки и др.).
10) отсутствуют или неисправны: искрогаситель на агрегате для ремонта скважин и специальной технике; уровнемер на ёмкости долива; манометры, применяемые в обвязке устья скважины, в соответствии с утверждённой схемой.
11) отсутствует жидкость долива скважины, в соответствии с планом работ, при подъёме труб (не распространяется на долив дегазированной нефтью; при доливе дегазированной нефтью применяются требования локальных нормативных документов, утверждаемых ежегодно).
12) не установлено ПВО на устье скважины или отсутствует документация на ПВО (паспорт, акт опрессовки в условиях механических мастерских), либо отсутствует согласованное в установленном порядке разрешение на производство работ без установки ПВО; устье скважины с ПВО обвязано с нарушением утверждённых схем.
13) нарушены схемы установки якорей согласно паспортным данным завода-изготовителя, требований стандартов.
14) проводится эксплуатация оборудования, инструмента, механизмов, контрольно-измерительных приборов и подъёмных агрегатов в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, приборы), а также при нагрузках и давлениях с превышением рабочих параметров выше паспортных.
15) отсутствует или неисправен ограничитель подъёма талевого блока и ограничитель грузоподъёмности лебедки (если предусмотрено заводом-изготовителем).
16) не полный состав вахты, включая машиниста подъёмного агрегата.
17) используются не очищенные желобные емкости для промывки, бурения и фрезерования.
18) в работе талевый канат, подлежащий отбраковке.
18 остановочных пункта буровой, которые связаны, в основном, документами?
1) отсутствует пусковая документация:
— план-заказ, акты на глушение и стравливание скважины (не требуются при работе на скважине, внесённой в перечень скважин, на которых допускается проведение ТКРС без глушения и без наличия расчёта, выданного ЦДНГ на отсутствие условий фонтанирования скважины);
— акт приёма-сдачи скважины в ремонт;
— планы выполнения сложных технологических операций (СКО, РИР и т. п.);
— акты на выполнение отдельных видов работ (восстановление циркуляции, промывка, кислотные обработки и т. п.);
— наряд-допуск на опасные виды работ;
— наряд-допуск на одновремённое производство работ;
— акт проверки целостности цепи заземления (протокол замера сопротивления контура заземления);
— схема фактической расстановки оборудования;
— акт на скрытые работы и испытание якорей (при использовании якорей);
— акты опрессовки ПВО на устье скважины;
— схема расположения подземных и наземных коммуникаций, утверждённая маркшейдерской службой.
2) отсутствует обязательная техническая и проектная документация.
3) отсутствует утверждённый и согласованный план работ на ремонт или освоение скважины.
4) отсутствует план ликвидации возможных аварий.
5) отсутствует документация на грузоподъёмное оборудование, грузоподъёмные приспособления, технологический инструмент и материалы (паспорта, акты дефектоскопии и сертификаты), при их необходимости использования и применения в работе.
6) отсутствует двухсторонняя связь с диспетчерскими службами.
7) отсутствуют или не исправны первичные средства пожаротушения.
8) отсутствуют или не исправны средства индивидуальной защиты.
9) отсутствует ознакомление закреплённого персонала бригады с планом ликвидации аварий, инструкциями, стандартами, планом работ под роспись.
10) отсутствуют удостоверения о проверке знаний и по курсу «Управление скважиной при ГНВП».
11) отсутствует инструктаж по безопасности труда и пожарной безопасности на рабочем месте.
12) отсутствуют паспорта заводов-изготовителей на оборудование, инструмент, механизмы, контрольно-измерительные приборы и агрегат для ремонта скважин.
13) отсутствуют сертификаты качества на используемые химические реагенты и расходные материалы.
14) отсутствует ответственный инженерно-технический работник при проведении работ повышенной опасности.
15) отсутствует совмещенный план-график и схема территориальной ответственности при одновременном производстве работ.
16) отсутствует эскиз спускаемого нестандартного оборудования.
17) расходятся фактические параметры жидкости глушения, промывки и долива с расчётными показателями по данной скважине.
18) отсутствует или нарушена целостность защитного заземления.
Был ли у вас цементаж? Какой плотности качали цемент на забой и какой плотности – выше? Что применяли для облегчения цементного раствора?