Повышенное газосодержания в жидкости глушения.

Другие компании выбирают путь раздельного сервиса. Преимущество такого подхода в том, что нефтегазовая компания имеет возможность привлекать к исполнению проекта подрядчиков, которые предлагают действительно интересные решения и необходимые технологии для их реализации. Но при этом повышается нагрузка на менеджмент компании, которая вынуждена выстраивать собственную службу либо пользоваться услугами внешнего сервиса для обеспечения взаимодействия подрядчиков и контроля над реализацией проектов строительства скважин, т. е. супервайзингового сервиса.

По функциональности и перечню оказываемых услуг супервайзинговый сервис можно разделить на следующие виды.

Первый — технико-технологический надзор. Это вид деятельности, направленный на выявление (фиксацию) отклонений от проекта, норм промышленной безопасности, правил ТБ и других нормативов, регламентирующих работы по строительству скважин, контроль расхода МТР на буровой. Используется главным образом при наличии генподряда на бурение. Функции супервайзера — сбор объективной информации и доставка ее до заказчика работ. Права супервайзера минимальны, регламентируются контрактом на производство работ или должностной инструкцией. При этом требуется наличие собственной службы заказчика, обеспеченной квалифицированными кадрами и принимающей решения по всем оперативным вопросам строительства скважин.

Второй — оперативное управление строительством скважины. Это вид деятельности, направленный на повышение качества строительства скважин. Включает все функции надзора, но кроме этого возлагает на исполнителя координацию работ подрядчиков по строительству скважины, оценку качества и объема оказываемых подрядчиками услуг. Используется, как правило, при наличии раздельных сервисов. Расширяет круг прав и обязанностей исполнителя в сфере принятия технических и технологических решений по ходу строительства скважин. Возлагает на исполнителей ответственность за непроизводительное время и простои буровой бригады, расход МТР в процессе выполнения работ. Требует наличия на буровой площадке персонала высокой квалификации в круглосуточном режиме работы.

 

Полевой персонал руководит работами непосредственно на объекте, проводит оперативные совещания, согласует планы работ, распределяет работу и контролирует ее выполнение. Как правило, кроме полевого персонала требуется наличие руководителя, осуществляющего руководство работами и поддерживающего постоянную связь с заказчиком на уровне главных специалистов. Руководитель принимает участие в технических совещаниях, проводит анализ работы подрядчиков, представляет предложения по оптимизации работ, применяемым технико-технологическим решениям, мероприятиям, направленным на повышение качества и эффективности строительства скважин. При этом нагрузка на менеджмент компании значительно снижается, поскольку оперативные вопросы управления решаются непосредственно на объекте.

 

Третий — управление проектами. Вид деятельности, направленный на полное управление проектом строительства скважины, включая планирование и исполнение, а также ответственность за результат. Выполняется привлеченной управляющей компанией, специализирующейся на данном виде услуг.

 

Практика использования управляющей компании полностью освобождает менеджмент компании заказчика от реализации проекта, но в случае неудачного выбора исполнителя риски невыполнения проекта возрастают многократно. При этом стоимость подобных услуг будет соразмерна уровню ответственности и качеству выполняемых работ.

 

Если оставить на время вопросы управляющей компании и вернуться «на землю», к востребованным на сегодня супервайзерским услугам, то в заключение хотелось бы отметить следующее.

 

Нефтегазовые компании, заключая контракты на предоставление услуг супервайзинга, стремятся минимизировать собственные затраты на эти услуги, заказывают только надзор и контроль — наиболее простые и недорогие виды работ. В результате значительная часть работы по управлению проектами строительства скважин возлагается на менеджмент нефтегазовой компании. В условиях дефицита собственных кадров руководство нефтегазовой компании пытается все-таки передать некоторые функции, не предусмотренные контрактом, супервайзинговой компании, используя различные методы давления. При этом нередко уровень ответственности, возлагаемой на «подрядную» супервайзинговую компанию, не соответствует уровню передаваемых ей как представителю заказчика на объекте полномочий. Из этого можно сделать вывод, что заказчик нуждается в более квалифицированном сервисе, чем просто надзор и контроль, но опасается или не готов передать часть своих полномочий по управлению строительством скважин сервисной компании и не готов оплачивать достаточно дорогие услуги этого сервиса.

 

К настоящему времени накоплен значительный опыт оказания услуг по контрактам различного формата ряду нефтегазовых компаний. Он позволяет сделать вывод о том, что потенциальные возможности «подрядного» супервайзинга до конца не исчерпаны и развиваются в сторону оперативного управления строительством скважин, интегрируясь в процессы управления проектами строительства скважин. Эти возможности повышают привлекательность данного вида услуг для нефтегазовых компаний и позволяют адаптировать их к практически любым организационным и геолого-техническим условиям реализации проектов строительства скважин.

 

«От надзора — к управлению!» — такой путь бурового супервайзинга, на наш взгляд, наиболее отвечает интересам нефтегазовых компаний.

 

2. Действия бригады при НГВП.

1. Первый заметивший газонефтеводопроявление немедленно сообщает об этом бурильщику.

2. Бурильщик подает сигнал «Выброс».

3. Во всех случаях при возникновении признаков ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья в соответствии с «Инструкцией по действию вахты при возникновении ГНВП и открытых фонтанов», сообщить о случившемся буровому мастеру (ответственному специалисту) и в ЦПДС.

4. Перед закрытием превентора бурильная или обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии.

5. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия.

3. ГНВП при бурении или промывке скважины:

№	Бурильщик	1-й пом. бурильщика	2-й пом. бурильщика	3-й пом. бурильщика
1	Подает звуковой сигнал «Выброс», поднимает бурильную колонну до выхода муфты верхней трубы на 1 м выше ротора. Фиксирует тормоз буровой лебедки	Устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.	После выхода квадратной части из ротора останавливает насосы.	Совместно с 1-м пом. устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.
2	Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает кольцевой (универсальный) превентор	Закрывает плашки превентора со стороны блока дросселирования.	Закрывает плашки превентора со стороны блока глушения.	Извещает бурового мастера о начавшемся НГВП.
3	Закрывает шаровой кран, дает команду на закрытие задвижки перед регулируемым дросселем.	Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования.	Готовит к работе средства дегазации и утяжеления раствора, при необходимости приступает к утяжелению бурового раствора.	Периодически проверяет, нет ли пропусков в соединениях ПВО, следит за появлением грифонов. Участвует в утяжелении раствора.
4	Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Стравливает давление через дроссель, не допуская превышения давления, указанного на табличке, прикрепленной к штурвалу.

4. ГНВП при спускоподъёмных операциях:

№	Бурильщик	1-й пом. бурильщика	2-й пом. бурильщика	3-й пом. бурильщика
1	Подает звуковой сигнал «Выброс», прекращает спускоподъемные операции, наворачивает аварийную трубу с шаровым краном, спускает бурильную трубу в скважин оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора, открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает кольцевой (универсальный) превентор.	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу с шаровым краном.	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу, устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу. Совместно с 2-м пом. устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.
2	После закрытия кольцевого (уневерсального) превентора закрывает шаровой кран. Дает команду на закрытие задвижки перед регулируемым дросселем.	Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем.	Готовит к работе средства дегазации и утяжеления раствора, при необходимости приступает к утяжелению бурового раствора.	Извещает бурового мастера о начавшемся НГВП.
3	Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования. Стравливает давление через дроссель, не допуская превышения давления, указанного на табличке, прикрепленной к штурвалу		Периодически проверяет, нет ли пропусков в соединениях ПВО, следит за появлением грифонов. Участвует в утяжелении раствора.

5.

6.

7. ГНВП при спуске обсадной колонны:

№	Бурильщик	1-й пом. бурильщика	2-й пом. бурильщика	3-й пом. бурильщика
1	Подает звуковой сигнал «Выброс», прекращает спуск обсадной колонны, наворачивает аварийную трубу с переводником и шаровым краном на последнюю обсадную трубу, спускает обсадную колонну с навернутой аварийной бурильной трубой в скважину оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора, открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает кольцевой (уневерсальный) превентор	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу с переводником и шаровым краном	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу с переводником и шаровым краном, устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.	Совместно с вахтой наворачивает аварийную трубу с переводником и шаровым краном, устанавливает элеватор под муфту верхней трубы на расстоянии ≈ 10 см.
2	После закрытия кольцевого (уневерсального) превентора закрывает шаровой кран. Дает команду на закрытие задвижки перед регулируемым дросселем.	Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования.		Извещает бурового мастера о начавшемся НГВП.
3	Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования. Стравливает давлени через дроссель, не допуская превышения давления, указанного на табличке, прикрепленной к штурвалу	Готовит к работе средства дегазации и утяжеления раствора, при необходимости приступает к утяжелению бурового раствора.	Периодически проверяет, нет ли пропусков в соединениях ПВО, следит за появлением грифонов. Участвует в утяжелении раствора.

8. ГНВП при отсутствии в скважине бурильных (обсадных) труб:

№	Бурильщик	1-й пом. бурильщика	2-й пом. бурильщика	3-й пом. бурильщика
1	Подает звуковой сигнал «Выброс», открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает превентор с глухими плашками при его отсутствии - кольцевой превентор.			Извещает бурового мастера о начавшемся НГВП.
2	Дает команду на закрытие задвижки перед регулируемым дросселем.	Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования.
3	Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Стравливает давление через дроссель, не допуская превышения давления, указанного на табличке, прикрепленной к штурвалу	Готовит к работе средства дегазации и утяжеления раствора, при необходимости приступает к утяжелению бурового раствора.	Периодически проверяет, нет ли пропусков в соединениях ПВО, следит за появлением грифонов. Участвует в утяжелении раствора.

9.

10.

11. ГНВП при проведении геофизических или прострелочно-взрывных работ:

№	Бурильщик	1-й пом. бурильщика	2-й пом. бурильщика	3-й пом. бурильщика
1	Подает звуковой сигнал «Выброс» поднимает из скважины геофизический прибор или перфоратор, при невозможности поднять геофизический прибор или перфоратора отрубает кабель, открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает превентор с глухими плашками (при его отсутствии -кольцевой превентор)			Извещает бурового мастера о начавшемся НГВП.
2	Дает команду на закрытие задвижки перед регулируемым дросселем.	Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. Через каждые 10 мин. Докладывает бурильщику величину давления на блоке дросселирования.
3	Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Стравливает давление через дроссель, не допуская превышения давления, указанного на табличке, прикрепленной к штурвалу	Готовит к работе средства дегазации и утяжеления раствора, при необходимости приступает к утяжелению бурового раствора.	Периодически проверяет, нет ли пропусков в соединениях ПВО, следит за появлением грифонов. Участвует в утяжелении раствора.
Открытый фонтан: 1.Остановить двигатели внутреннего сгорания. 2.Отключить силовые и осветительные линии электропитания. 3.Отключает электроэнергию в загазованной зоне. 4.Тушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины. 5.Прекращает в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование. 6.Обесточивает все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне. 7.Оповещает о случившемся мастеру (ответственному специалисту) и в центральную производственную (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана. 8.Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны. 9.Прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно удаляется за ее пределы. 10.При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принимает меры по своевременному оповещению работников и населения. 11.Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана проводятся под руководством штаба по специальному плану.

Признаки НГВП.

Существуют три линии защиты от возникновения открытых       фонтанов и ГНВП:

1. первая стадия линии защиты от ГНВП - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

2. вторая стадия линии защиты от ГНВП - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и ПВО;

3. третья стадия линии защиты от ГНВП (защита от открытого выброса) - ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

   Основными признаками, начавшегося ГНВП являются:

1. перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции;

2. увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины;

3. увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;

4. уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента;

5. увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб, по сравнению с расчетным;

6. снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простое;

7. снижение плотности жидкости при промывке скважины;

Ступень - Вибросито линейное с одним ярусом фильтрующих сеток (размеры сеток 210x175x175 меш) с жесткими рамочными кассетами предназначено для очистки бурового раствора от крупных частиц выбуренной породы. Буровой раствор попадает в приёмную ёмкость.

Циркуляционная система буровой установки предназначена для приготовления, очистки, регулирования свойств и циркуляции бурового раствора, обеспечивающего вынос выбуренной породы и подведение мощности к забойному двигателю и долоту. Наземная часть циркуляционной системы может быть разбита на подсистему нагнетания и регулирования подачи бурового раствора и подсистему приготовления, очистки, регенерации и регулирования свойств бурового раствора. Первая подсистема включает в себя буровые насосы, подпорные центробежные насосы, приемную емкость и обвязку всасывающих и нагнетательных линий насосов. Для хранения раствора в циркуляционной системе предусматривается несколько емкостей прямоугольного сечения, в том числе приемная емкость со средним полезным объемом 30-40 м3, которые соединены между собой трубопроводами, по которым раствор перепускается из одной емкости в другую. Каждая из подобных емкостей имеет люки для очистки от осадка и секцию растворопровода в виде желоба. Все емкости разделены на два, иногда на три отсека. Для поддержания подвижности бурового раствора используют гидравлические и механические перемешиватели. Применяют обычно механические перемешиватели пропеллерного типа с электроприводом. Гидравлические перемешиватели работают от центробежных или поршневых насосов и представляют собой погруженные под уровень насадки, направленные под различными углами друг к другу. Очистка бурового раствора одна из важнейших операций в современном бурении, от которой существенно зависит эффективность всего процесса строительства скважин,. Следует отметить, что в зависимости от глубин и геолого-географических условий число элементов в циркуляционной системе может варьироваться. В качестве средств для грубой очистки используют вибросита. Для тонкой очистки бурового раствора используют гидроциклонные шламоотделители, первая ступень которых называется пескоотделителем, а вторая - илоотделителем. Для очистки от выбуренной породы утяжеленных буровых растворов используют специальные установки. Для удаления газа из бурового раствора применяют вакуумный дегазатор. В зависимости от класса буровой установки, определяемого ее грузоподъемностью и глубиной скважин, а также от сложности технологического процесса бурения буровые установки комплектуются циркуляционными системами (ЦС), включающими набор блоков, оснащенных различным оборудованием для приготовления очистки и циркуляции бурового раствора. Расположение блоков циркуляционной системы определяется размещением основного бурового оборудования. Эти комплекты включают: блок очистки, промежуточный блок, приёмный блок, блок химреагентов, блок дегазатора, блок приготовления буровых растворов, блок долива скважины, блок подпорных насосов, ёмкость для воды и другое оборудования.

Блок приготовления бурового раствора: Блок приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР предназначен для приготовления буровых растворов, химических реагентов и различных технологических жидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов, а также с установками для капитального ремонта скважин и другими техническими средствами. К преимуществам использования блока относятся сокращение времени приготовления растворов, возможность одновременного смешивания и диспергирования (эмульгирования) компонентов раствора за один цикл циркуляции жидкости, исключение потерь материалов, экологичность процесса приготовления химреагентов, буровых растворов и спецжидкостей, механизация и безопасность работ, простота обслуживания и эксплуатации, возможность организовать оборотное водоснабжение на буровой. Блок приготовления и обработки бурового раствора: предназначен для приготовления и обработки раствора непосредственно на буровой. Он включает в себя резервуар, насосный агрегат, смесительное устройство, диспергатор и др. Управление электрооборудованием осуществляется из одного или нескольких шкафов управления. Блок выпускается серийно для комплектации циркуляционных систем буровых установок глубиной бурения до 5000 м., и используется для приготовления буровых растворов на водной и неводной основе из порошкообразных и жидких материалов, а также регулирования их свойств в процессе бурения скважин в составе циркуляционных систем буровых установок.

Разгрузка до максимума.

Установка нефтяной ванны.

Механический -

1. Полностью сбросить давление, возросшее из-за образования пробки.

Приложить крутящий момент.

При направлении движения колонны до прихвата вверх или если она была неподвижна: начать работу яссом вниз с минимальными нагрузками постепенно увеличивая до максимальных значений (при направлении движения колонны до прихвата вниз – бить яссом вверх)

Геометрический -

1. При направлении движения колонны до прихвата вверх или если она была неподвижна: расхаживание колонны и удары яссом вниз + приложить крутящий момент (при направлении движения колонны до прихвата вниз – расхаживание колонны и удары яссом вверх без крутящего момента)

Произведите: А) расчет (гл. скважины 2000м., уд.вес раствора 1,20г/см3, посчитайте забойное давление). В) Расчёт установки нефтяной ванны (СБТ-140, т.ст. 8,14мм, Нскв 2300м, долото 295,3мм, L не прихач. СБТ 2000м, б.р. 1,25 г/см2, коэф.каверн. 1,2. Материал прилагается.

ƴ=Рпл.*5%*9,81/Нверт.*100

15. Какие остановочные пункты вы знаете. Читать «ВНГ_Инструкция Общества Порядок организации работы бурового супервайзера на объектах Общества при строительстве скважин».

 

Приточно-вытяжная вентиляция представляет собой соединение приточной системы и вытяжной, что позволяет ей сочетать в себе плюсы как одной, так и другой систем. Такая система позволяет организовывать максимально правильный воздухообмен. Приточно-вытяжная вентиляция эффективно решает проблему не только с воздухообменом, но и с фильтрацией, регулированием температуры и влажности в помещении. Устанавливается в ЦСГО и БПР.

Баженовская свита. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. Прихватоопасный участок при бурении. При бурении практически невозможно извлечь на поверхность в виде целых образцов керна: они обычно крошатся и выносятся в виде шлама или небольших обломков пород. Содержит жидкообразные глины (иногда присутствие уголя). Буровой раствор за 50 метров до Бажена обрабатывается асфальтенами согласно программы промывки скважины.

19. Произвести расчёты (долива скв. при подъёме, спуске). Установка нефтяной ванны. V циллиндра=π*(нар Ø БИ/2)²-π*(вн Ø БИ/2)²/1000000

ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

Противовыбросовое оборудование спрессовывается на герметичность внутренним гидростатическим давлением: на пробное давление перед отправкой на буровую и на рабочее давление после монтажа на устье скважины. Целью этих испытаний является проверка герметичности плашек превентора с бурильной трубой, а также резьбовых соединений и уплотнительных колец. Норма испытания превентора на пробное давление указывается в паспорте противовыбросового оборудования, и, как правило, пробное давление равно двум рабочим давлениям, за исключением превенторов с диаметрами проходных отверстий 425 и 520 мм.

Завод — поставщик противовыбросового оборудования указывает в паспорте пробное и рабочее давления гидроиспытания. Пробное гидроиспытание проводится заводом-изготовителем и в механических мастерских буровых предприятий на специальном стенде. Для этой цели изготовляют короткую обсадную трубу с толщиной стенки не менее 20 мм, которую устанавливают и бетонируют в безопасном месте. Создается замкнутая система превентор — насос высокого давления. При необходимости превентор проверяют на герметичность сжатым воздухом.

Продолжительность нахождения превентора под внутренним давлением (воздуха) устанавливается заводом-поставщиком. Превентор выдерживается под давлением в течение 30 мин, затем давление сбрасывается открытием крана высокого давления на разрядной линии агрегата.

По окончании проверки на герметичность превентор проходит визуальный контроль наружным осмотром. Пробному испытанию должен быть подвергнут каждый превентор. Превенторная установка перед отправкой на буровую должна быть проверена и опрессована, при этом пробное давление должно быть равно рабочему давлению превентора. В случаях, когда корпус превентора

По окончании полного монтажа противовыбросового оборудования и манифольда на опорах производится их опрессовка на герметичность соответствующим рабочим давлением. При наличии в обвязке устья скважины трех плашечных превенторов опрессовку должны проводить снизу вверх, т. е. вначале опрессовывают нижний превентор с глухими плашками, а затем — средний и верхний превенторы с трубными плашками или ПУГ. Давление опрессовки при этом не изменяется.

Испытание на герметичность превенторов и его обвязки проводится в присутствии главного инженера, механика, инженера по противовыбросовому оборудованию и бурового мастера. Результаты испытания оформляются актом в пяти экземплярах, один из которых хранится у бурового мастера вместе с техническим паспортом превентора.

После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются на давление:

        50 кгс/см2 (5 МПа) – для ПВО, рассчитанного на давление 210 кгс/см2 (21 МПа);

        100 кгс/см2 (10 МПа) – для ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом.

В блоке глушения и дросселирования на задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

При спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного ПУГ ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из ППГ заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная стальная труба, с соответствующими прочностными характеристиками. Бурильная труба с переводником под обсадную трубу и открытым шаровым краном должны быть опрессованы на соответствующее давление. На видном месте на буровой должен находиться специальный ключ для закрытия - открытия запорной компоновки.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Запрещается производить подъем бурильной колонны, если свойства бурового раствора по всему циклу циркуляции не соответствуют требованиям ГТН.

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных, то принимаются меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению.

Для определения загазованности воздушной среды и своевременного устранения причин загазованности должен быть организован непрерывный контроль воздушной среды за содержанием токсичных и взрывоопасных концентраций паров и газов.

В процессе работы должен производиться контроль воздушной среды на загазованность, на основании разработанных и утвержденных техническим руководителем подрядной организации по бурению схем (на рабочей площадке буровой, у стола ротора, вибросита и приёмных ёмкостей) по замеру ГВС.

Стеллажи передвижных или стационарных приемных мостков при реконструкции скважин должны обеспечивать возможность укладки труб и штанг не более чем в шесть рядов, при этом должны быть установлены все стойки-опоры стеллажа и стеллаж не должен иметь прогиба. При укладке труб должны использоваться специальные прокладки и боковые упоры. Высота укладки труб не более 2-х метров, но не выше ширины стеллажа. Между рядами не менее 3-х деревянных прокладок толщиной не менее 40 мм. Длина мостков-стеллажей должна обеспечивать укладку труб и штанг с выступанием их концов за стеллаж не более, чем на 1 м с каждой стороны.

Значительное повышение качества крепления обсадных колонн на сегодняшний день достигается за счет применения ряда организационных, технических и технологических мер, таких, как: центрирование обсадной колонны, применение новой оснастки, совершенствование дизайна цементных растворов и буферов с применением различных химических добавок, оптимизация технологических режимов при цементировании, подбор сопоставимых буровых растворов. А так же качество применяемых материалов и исправной цементировочной техники.

23. Какие марки цемента вы знаете. Портландцемент, Клинкер, Шлаковый цемент,   Пуццолановый цемент, Пластифицированный портландцемент, Тампонажный цемент - разновидность портландцемента, и предназначенный для цементирования нефтяных и газовых скважин. Тампонажный цемент изготовляют совместным тонким измельчением клинкера и гипса. В России выпускают тампонажный цемент двух видов: для так называемых холодных (с температурой до -40°С) и горячих (до +75°С) скважин. Тампонажный цемент применяют в виде цементного теста, содержащего 40-50% воды.

Р - пластовое давление.

Н - глубина по вертикали.

Что такое коагуляция. Свёртывание — слипание частиц дисперсной фазы в коллоидных системах. Происходит при столкновениях частиц в процессе броуновского движения, направленного перемещения в силовом поле или при перемешивании дисперсионной среды.

Конструкция скважины

Тип колонны	Диаметр колонны	Диаметр долота, мм	Глубина спуска,м
1	2	3	4
Направление	324	394	30
Кондуктор	245	295,3	330
Эксплуатационная колонна	146	215,9	1 875

Расчёт:

1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:

R₁ = (57.3 /б_н) * 10;

R₁= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;

2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:

R₂ = (57.3 /б_сп ) * 100;

R₂ = (573 /1.3) * 100 = 4408 м

Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosб= 1- [А/(R₁+ R₂) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5?????

Синус, косинус.

Что такое синус угла х? Это отношение противолежащего катета к гипотенузе:

sinx = а/с

Что такое косинус угла х? Это отношение прилежащего катета к гипотенузе:

сosx= в/с

Что такое тангенс угла х? Это отношение противолежащего катета к прилежащему:

tgx = а/в

Что такое котангенс угла х? Это отношение прилежащего катета к противолежащему:

ctgx = в/а

Эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.

Потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».

Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.

34. Типы и размеры долот для различных колонн. См. Обсадные колонны нефтяных скважин.прр

МБУ – мобильная установка, насосный блок (2 насоса – рабочий и резервный), Блок очиски бурового раствора, Блок приготовления раствора, Блок хранения раствора, Основной блок управления ПВО, Блок дросселирования, компрессорный блок, Дизель электростанция ДЭС.

Гидравлические и механические яссы производства предназначены для освобождения прихваченного внутрискважинного оборудования ударами, направленными вверх и вниз в сочетании со статической осевой растягивающей нагрузкой и крутящим моментом. Включаются в компоновку бурильной колонны при бурении боковых стволов. Гидравлические яссы двойного действия, предназначенны для освобождения прихваченного в скважине оборудования при бурении и испытании пластов. Ясс состоит из корпуса с узкой и широкими основной и дополнительной камерами, установленными соответственно ниже и выше узкой камеры. Внутри корпуса установлен полый шток, жестко соединенный с поршнем, который расположен в исходном положении в узкой камере корпуса. Внутреннее пространство корпуса заполнено рабочей жидкостью, а поршень снабжен дросселирующими каналами. Полый шток имеет возможность ограниченного возвратно-поступательного перемещения без вращения относительно корпуса благодаря шлицевому соединению, посредством которого он внизу соединен с корпусом.

Функции супервайзера.

Читать «ВНГ_Инструкция Общества Порядок организации работы бурового супервайзера на объектах Общества при строительстве скважин».

Что контролирует ГТИ?

Какой срок поверки хроматографов и как это делается. (по внутреннему регламенту ГТИ, Калибровочным баллоном который должен находится на