Какие способы глушения скважин Вы знаете?
— Метод ожидания и утяжеления
+ Оба способа верны
4. ПВО с колонной считается герметичным, если давление опрессовки снизилось за 30 мин. не более чем:
— на 10 кгс/см 2 (1,0 МПа);
+ на 5 кгс/см 2 (0,5 МПа);
— на 15 кгс/см 2 (1,5 МПа);
5. Признаком окончания глушения скважины является:
+ Плотность жидкости, выходящей из скважины равна плотности закачиваемой жидкости и избыточное давление в трубах и затрубном пространствах отсутствует.
— Указание мастера «Глушение закончено»
6. Какие операции входят в подготовку труб на скважине?
— Наружный осмотр и шаблонирование.
— Укладка труб в порядке спуска и замер длины.
Основной пульт управления ПВО устанавливается на расстоянии не менее
+ 10 метров от устья скважины
— 10 метров от буровой установки
— 10 метров от амбара
8. Переносные аварийные (ручные) электрические светильники должны быть под напряжением, Вт:
Сколько шаровых кранов на буровой необходимо иметь при вскрытии нефтяных коллекторов без АВПД?
При какой разнице между V долива бурового раствора и V поднятого (спущенного) металла должен быть прекращен подъем (спуск) и предприняты меры по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития ГНВП?
Сколько мест сбора должно быть на объекте бурения при ЧС.
Критерии отбраковки талевых канатов
— Одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется выдавление (расслоение) проволок в одной или нескольких прядях.
— Выдавлен сердечник каната или пряди.
— Число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 0,02 м составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 0,02 м — более 10%.
— На канате имеется скрутка («жучок»), перегиб, залом.
При спуско подъемных операциях запрещается
— Находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховочных канатов.
— Открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока.
+ Оба ответа верны.
Для чего проводится долив скважины?
— Для создания противодавления на пласт.
— Для предотвращения газонефтеводопроявлений.
+ Оба ответа верны.
Проверка исправности блокировок?
— Открытые движущиеся части технических устройств ограждаются или заключаются в кожухи . Такие технические устройства должны быть оснащены системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск их в работу при отсутствующем или открытом ограждении.
+ Открытые движущиеся и вращающиеся части технических устройств ограждаются или заключаются в кожухи . Такие технические устройства должны быть оснащены системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск их в работу при отсутствующем или открытом ограждении.
— Открытые вращающиеся части технических устройств ограждаются или заключаются в кожухи . Такие технические устройства должны быть оснащены системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск их в работу при отсутствующем или открытом ограждении.
Установка зажимов на канаты?
+ Зажимы устанавливаются таким образом, чтобы скоба зажима была со стороны свободного конца каната.
— Зажимы устанавливаются таким образом, чтобы скоба зажима была со стороны рабочего конца каната.
— Оба ответа верны.
Проверка подъемного оборудования?
— Буровая бригада ежедневно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования с записью в журнале проверки оборудования.
— Буровая бригада должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования ежесменно.
+ Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования с записью в журнале проверки оборудования.
Проверка машинных ключей?
+ Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховочным канатом диаметром не менее 18 мм. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 50 — 100 мм. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с заплеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов.
— Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховочным канатом диаметром не менее 18,5 мм. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 100 — 150 мм. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с заплеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов.
3. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12 мм. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховочным канатом диаметром не менее 18 мм. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 50 — 100 мм. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой не менее трех винтовых зажимов.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).
Источник
ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.
Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.
Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.
Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:
— цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;
— передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);
— емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;
— передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.
Требования к жидкостям глушения
Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.
ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:
· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;
· не снижать проницаемость призабойной зоны
— быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;
— фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;
— не образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз ’’жидкость глушения — пластовый флюид’’;
— не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;
· вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;
· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);
· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);
· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.
· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.
Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.
Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.
Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
— 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;
— 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;
— 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.
Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:
/1/
Рпл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;
h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;
α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.
g – ускорение свободного падения, 
= 9,81 м/с 2 .
В качестве жидкостей глушения следует применять:
– пресную, техническую и пластовую воду;
– водные растворы СаСl2;
– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м 3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).
– глинистые растворы с низкой водоотдачей;
специальные жидкости глушения:
– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м 3 ;
– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м 3 .
– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см 3 .
В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм 2 , а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м 3 /м 3 для предотвращения поглощения следует применять:
— водные растворы КМЦ;
— полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).
Выбор технологии глушения
Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:
— I категория – скважины с пластовым давлением больше давления
статического столба скважинного флюида или равным ему;
— II категория — скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба скважинного флюида.
Глушение скважин производится следующими способами:
— на поглощение — закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;
— на циркуляцию — вытеснение скважинной жидкости жидкостью глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и полного выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
— на замещение — закачка жидкости глушения в несколько циклов в затрубное пространство в объеме эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска скважинного насоса с последующей выдержкой скважины в покое для замещения скважинной жидкости ниже насоса на жидкость глушения.
Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:
— Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м 3 /м 3 глушить не рекомендуется.
— Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м 3 /м 3 следует глушить дегазированной нефтью.
— Глушение скважин с градиентом давления 3 /сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.
Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с Кпр>10м 3 /сут·МПа следует глушить на поглощение.
Нагнетательные и фонтанные скважины с Кпр 3 /сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.
1.Подготовительные работы:
1.1 Проверить герметичность устьевого оборудования и фланцевых соединений;
1.2 Определить величину текущего пластового давления;
1.3 Зафиксировать все основные параметры работы скважины (в соответствии с приложением Д):
1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:
V= VНКТвнут + (Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) + Vэ/к внутр ниже НКТ,м 3 /2/
где: VНКТвнут – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:
rв нкт – внутренний радиус НКТ, м;
Hнкт – глубина спуска НКТ, м;
(Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) – объем жидкости в затрубном пространстве;
Vэ/к внут до НКТ – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:
где: rэ/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;
VНКТ наруж—наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:
где: rн нкт – наружный радиус НКТ, м;
Vэ/к внутр ниже НКТ–объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:
где: Hт.з. – текущий забой, м.
1.5 Произвести расчет плотности жидкости глушения (согласно п. 7.5).
1.6 Приготовить требуемый объем жидкости соответствующейплотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют из геолого-технических условий.
1.6.1 Для скважин I категории объем аварийного запаса жидкости долива принимается равным 15% объема скважины.
1.6.2 Для скважин II категории объем аварийного запаса выбирается в зависимости от проводимых на скважине работ в процессе ремонта. Если работы связаны с воздействием на призабойную зону пласта с применением кислоты, то аварийный запас берется равным 5 % объема скважины.
1.7 Создаваемое давление при глушении скважины не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, а в случаях негерметичности колонной головки и наличии связи колонного и межколонного пространства не должно превышать давления опрессовки технической колонны. При глушении всех скважин в межколонном пространстве должно контролироваться давление.
1.8 Перед началом глушения всю систему обвязки нагнетательных трубопроводов следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.
1.9 Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.
1.10 Трубное и затрубное пространства необходимо оборудовать манометрами, произвести замеры буферного давления. Замеры буферного давления в скважине производятся в течение 2-3 ч с момента герметизации скважины.
1.11 Произвести разрядку скважины. Разрядка может производиться в разряженную до атмосферного давления нефтелинию или до давления в ней. Допускается разрядка скважины на технологическую емкость с применением жесткой линии.
2. Заключительные работы:
2.1 Демонтаж оборудования.
2.2 Сборка устьевого оборудования.
2.3 Пуск скважины в работу.
Источник
