бесплано рефераты

Разделы

рефераты   Главная
рефераты   Искусство и культура
рефераты   Кибернетика
рефераты   Метрология
рефераты   Микроэкономика
рефераты   Мировая экономика МЭО
рефераты   РЦБ ценные бумаги
рефераты   САПР
рефераты   ТГП
рефераты   Теория вероятностей
рефераты   ТММ
рефераты   Автомобиль и дорога
рефераты   Компьютерные сети
рефераты   Конституционное право
      зарубежныйх стран
рефераты   Конституционное право
      России
рефераты   Краткое содержание
      произведений
рефераты   Криминалистика и
      криминология
рефераты   Военное дело и
      гражданская оборона
рефераты   География и экономическая
      география
рефераты   Геология гидрология и
      геодезия
рефераты   Спорт и туризм
рефераты   Рефераты Физика
рефераты   Физкультура и спорт
рефераты   Философия
рефераты   Финансы
рефераты   Фотография
рефераты   Музыка
рефераты   Авиация и космонавтика
рефераты   Наука и техника
рефераты   Кулинария
рефераты   Культурология
рефераты   Краеведение и этнография
рефераты   Религия и мифология
рефераты   Медицина
рефераты   Сексология
рефераты   Информатика
      программирование
 
 
 

Буровые промывочные растворы

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов

В интервалах бурения 1,2,3,4 необходимо предварительно заменить реагент Celpol -RX (SL) на аналогичный по свойствам отечественный - гивпан. А при вскрытии продуктивного пласта вместо двух реагентов - понизителей вязкости использовать один экспериментальный реагент: ЛСТП - лигносульфанат технический порошковый. Это сэкономит средства на строительство скважины.

Таблица 14

Технологическая карта поинтервальной обработки растворов при бурении скважин на Сугмутском месторождении.

Интервал бурения, м

Наименование компонента раствора

Цель его применения

Норма расхода, %

1

2

3

4

0-30

глинопорошок

кальцинированная сода

хлористый кальций (CaCl2)

гивпан

плотность, структура

повышение устойчивости стенок скважины

регулирование СНС

понизитель водоотдачи

25

3

10

5

30-524

-----«»---«»----

графит

-------«»--------«»-----

смазочная добавка

--«»--

10

524-1515

-----«»---«»----

-------«»--------«»-----

--«»--

1515-2500

глинопорошок

кальцинированная сода

Т-66, Т-80

гивпан

KCl

ЛСТП

плотность, структура

повышение устойчивости стенок скважины

стабилизатор, пеногаситель, поглотитель H2S

понизитель водоотдачи

ингибитор диспергации глины

понизитель вязкости

25

3

1-1,5

2

70

1-2

Примечание: остальное - вода.

3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

Объектом исследования является интервал бурения на хлоркалиевом растворе (1515-2500 м). Исходный буровой раствор представлен в таблице 15.

Таблица 15

Исходный буровой раствор

Название (тип)

раствора

Название компонента в порядке ввода

, г/см3

БР, г/см3

УВ, с

ПФ, см3/30мин

СНС, мгс/см2 через, мин

pH

1

10

Гл. раствор

куганакский глинопорошок

кальцинированная сода

CaCl2

гивпан

2,4

2,5

1,28

2

1,15

13

14

15

25

5

Параметры бурового раствора после химической обработки приведены в таблице 16.

Таблица 16

Необходимый буровой раствор

Название (тип)

раствора

Название компонента в порядке ввода

, г/см3

БР, г/см3

УВ, с

ПФ, см3/30мин

СНС, мгс/см2 через, мин

PH

1

10

Хлоркалиевый раствор

глинопорошок

КМЦ

ФХЛС,

НТФ

Ca сода

CaCl2

гивпан

2,4

1,99

1,2

-

2,5

1,28

1,1

1,082

25-30

5

5

10

9

Средствами регулирования являются химреагенты: КМЦ, ФХЛС, НТФ.

Планирование и реализация эксперимента включает следующие основные этапы:

- разработка матрицы планированного эксперимента;

- выполнение лабораторных экспериментов;

- обработка результатов опытов.

3.2 Разработка матрицы планированного эксперимента

Выбираем факторы и уровни их варьирования. Факторами являются химреагенты, а уровнями варьирования - их концентрации.

Применение плана типа 2K рассмотрим на примере исследования влияния трех химических реагентов: КМЦ, ФХЛС, НТФ, на показатель фильтрации буровых растворов.

КМЦ: 0,2-0,5%; ФХЛС: 0,5-1,5%; НТФ: 0,01-0,03%.

По формуле (2) рассчитывается основной уровень, где i - номер фактора.

(2)

По формуле (3) рассчитывается интервал варьирования.

(3)

Для математического описания влияния трех химических реагентов на свойства бурового раствора используемая модель первого порядка имеет вид:

(4)

Рассчитанные значения выбранных уровней (нижний и верхний уровни концентрации реагентов в растворе) варьируемых факторов (трех химических реагентов) заносятся в таблицу 17.

Таблица 17

Значения варьируемых факторов

Уровни варьируемых факторов

Кодовое обозначение

КМЦ, %

ФХЛС, %

НТФ, %

X1

X2

X3

Основной уровень

0

0,35

1

0,02

Интервал варьирования

Xi

0,15

0,5

0,01

Верхний уровень

+1

0,5

1,5

0,03

Нижний уровень

-1

0,2

0,5

0,01

Матрица планирования эксперимента с расчетными столбцами взаимодействия факторов представлена в таблице 18.

Таблица 18

Матрица планированного эксперимента

Номер опыта

X0

X1

X2

X3

X1X2

X1X3

X2X3

X1X2X3

1

+1

-1

-1

-1

+1

+1

+1

-1

2

+1

+1

-1

-1

-1

-1

+1

+1

3

+1

-1

+1

-1

-1

+1

-1

+1

4

+1

+1

+1

-1

+1

-1

-1

-1

5

+1

-1

-1

+1

+1

-1

-1

+1

6

+1

+1

-1

+1

-1

+1

-1

-1

7

+1

-1

+1

+1

-1

-1

+1

-1

8

+1

+1

+1

+1

+1

+1

+1

+1

3.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

Результаты восьми опытов вносим в таблицу 19.

Проверка однородности дисперсий проводится с целью принятия решения о возможности их использования для регрессионного анализа путем сравнения значений расчетного (Gp) и табличного (GT) критериев Кохрена. Если GT >GP, то гипотеза об однородности дисперсии принимается.

Расчетное значение критерия Кохрена определяется по формуле:

(5)

гдеSu2 -дисперсия параллельных опытов,

N - количество опытов,

u - порядковый номер опыта.

Дисперсию параллельных опытов определяем по формуле:

(6)

гдеr - число параллельных опытов,

v - порядковый номер повторного опыта,

yuv - значения параметров оптимизации в повторных опытах,

yu - среднеарифметическое значение параметров оптимизации.

Определим расчетное и табличное значение критерия Кохрена.

GT выбираем из таблицы 7 [1] при числе степеней свободы f1=r-1 и f2=N, т.е. f1=3-1 и f2=8, и заданном уровне значимости p=0,05.

В нашем случае GT=0,51. Так как GT >GP, гипотеза об однородности дисперсии принимается.

Таблица 19

Результаты испытаний и расчета дисперсий опытов

Номер опыта

Показатель фильтрации, см3/30 мин

Yuv-Yu

(Yuv-Yu )2

Su2

Yu1

Yu2

Yu3

Yu

Yu1-Yu

Yu2-Yu

Yu3-Yu

(Yu1-Yu)2

(Yu2-Yu)2

(Yu3-Yu)2

1

15

14

10

13

2

1

-3

4

1

9

7

2

13

12

9

11,3

1,7

0,7

-2,3

2,89

0,49

5,29

4,34

3

11

13

7

10,3

0,7

2,7

-3,3

0,49

7,29

10,89

18,7

4

4

7

10

7

-3

0

-3

9

0

9

9

5

12

11

9

10,7

1,3

0,3

-1,7

1,69

0,09

2,89

2,34

6

11

13

14

12,7

-1,7

0,3

1,3

2,89

0,09

1,69

2,34

7

14

15

11

12,3

1,7

2,7

-1,3

2,89

7,29

1,69

5,94

8

7

9

5

7

0

2

-2

0

4

4

4

84,3

53,6

Коэффициенты уравнения регрессии рассчитаем по формулам

После всех расчетов уравнение (4) примет вид:

(7)

Статистическая значимость коэффициентов уравнения (7) проверяется по условию bi2bi, где 2bi - доверительный интервал. Если это условие выполняется, то коэффициенты незначимы и члены уравнения (bi) с незначимыми коэффициентами отбрасываются.

Граница доверительного интервала определяется по формуле:

гдеtkp - критическое значение критерия Стьюдента,

S(bi) - средняя квадратичная ошибка коэффициентов уравнения регрессии.

гдеS(y) - ошибка эксперимента,

гдеS2(y) - дисперсия воспроизводимости, определяемая по формуле:

Для полнофакторного эксперимента ошибки всех коэффициентов равны между собой.

Критическое значение критерия Стьюдента выбирается по таблице 8 [1] в зависимости от числа степеней свободы f=8(3-1)=16 и заданного уровня значимости p=0,05 (tkp=2,12).

Тогда: bi=2,120,28=0,59 и 2bi=1,18.

Следовательно, коэффициенты b12, b13, b23, b123 статистически не значимы и уравнение (7) примет вид:

(8)

Гипотеза об адекватности уравнения регрессии проверяется по условию: FpFT, где

Fp,FT - расчетное и табличное значения критерия Фишера.

Расчетное значение Fp определяется по формуле:

гдеSад2 - дисперсия адекватности, определяемая по формуле:

(9)

где - количество значимых коэффициентов уравнения регрессии,

yu - расчетное значение параметра оптимизации для каждого опыта.

Для составления таблицы 20 в уравнение (8) подставляем для каждого опыта значения X1, X2, X3 из таблицы 18 и подсчитываем значения yu.

Таблица 20

Расчетные и экспериментальные значения параметра оптимизации

Номер опыта

Yu

Yu

Yu -Yu

(Yu -Yu)2

1

13

18,86

-5,86

34,34

2

11,3

4,8

6,5

42,25

3

10,3

5,2

5,1

26,01

4

7

24,66

-17,66

311,88

5

10,7

20,08

-9,38

88

6

12,7

2,7

10

100

7

12,3

3,7

8,6

-4,9

8

7

26,08

-19,08

-19,08

578,5

Определим расчетное значение критерия Фишера:

Табличное значение критерия Фишера определяется для соответствующих степеней свободы: fад=N-; fE=N(r-1) и принятого уровня значимости p=0,05 из таблицы 10 [1].

Fт=3,0 для fад=4; fE=16. Fp <FT=3,0, следовательно уравнения (7) и (8) адекватны.

3.4 Определение оптимальной концентрации реагентов

Для определения оптимальных концентраций химреагентов перейдем от кодированных значений переменных уравнений (7) и (8) к натуральным значениям, используя формулу:

(10)

где Xi - кодовое значение i-го фактора,

xi - натуральное текущее значение i-го фактора,

xi0 - начальный уровень фактора,

xi - интервал варьирования i-го фактора.

Соответствующие значения переменных подставим в (8):

(11)

Уточненные концентрации химреагентов определяют из уравнения (11), задаваясь требуемым значением выходного показателя и минимальными значениями концентраций наиболее дефицитных или дорогих реагентов.

x1=0,2%, x2=0,5%, x3=0,04%

Результаты расчета на программе «Statgraphics» приведены в приложении 1.

На заключительном этапе эксперимента приготовили раствор 0,5 л по уточненной рецептуре с вводом всех проектных добавок (использовался экспериментальный пеногаситель «Триксан»).

Параметры полученного раствора:

=1,15 г/см3,

УВ=8 с,

ПФ=10 см3/30 мин,

РН=5,

СНС1/10=3,3/3,3 мгс/см2.

Данный раствор по показателям плотности, условной вязкости и pH удовлетворяет принятым нормам. Для понижения показателя фильтрации на 2-3 единицы необходимо увеличить концентрацию гипана на 1-2%. А для снижения СНС необходимо увеличить концентрацию кальцинированной соды.

4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

Определим потребное количество бурового раствора V, для бурения скважины.

(12)

где VП - объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, VП=50 м3,

a - коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,

VС - объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,

VБ - объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.

(13)

гдеDi - диаметры скважины по интервалам бурения, [ 2 ]

li - длины интервалов скважины постоянного диаметра.

(14)

гдеni - нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки по интервалам бурения.

Тогда количество бурового раствора, потребного для бурения скважины будет равно:

Количество глинпорошка определяется по формуле:

(15)

где qг - количество глинпорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора.

(16)

где Г - плотность сухого глинпорошка, Г=2,4 г/см3,

В - плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, В=1,0 г/см3,

Р - плотность бурового раствора, Р=1,1 г/см3,

m - влажность глинпорошка, m=0,07.

Количество воды для приготовления бурового раствора определяется по формуле:

(17)

гдеqВ - количество воды для приготовления 1 м3 бурового раствора.

(18)

Полученные данные для наглядности сведем в таблицу 21.

Таблица 21

От

До

Di, мм

Li, м

VС, м3

VБ, м3

V, м3

qг, кг/м3

QГ, м3

qВ, кг/

м3

QВ, м3

1

0

360

490,0

360

67,8

3,6

155,3

225

34942,5

895

138,9

2

360

1200

393,7

840

146

5,04

274,04

-

245

3

1200

2885

295,3

1685

197,5

33,7

379,95

-

340

2885

411,3

42,34

809,3

34942,5

723,9

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологические операции:

а) приготовление исходного раствора;

б) обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров;

в) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.

Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).

Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту.

5.2 Выбор оборудования для приготовления растворов

В современных условиях бурения для приготовления бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления растворов БПР-70 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатор, насосы.

В таблице 22 приведен состав оборудования для приготовления и очистки бурового раствора, применяемый в УБР.

Таблица 22

Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Название

Типоразмер или шифр

Количество, шт

Показатель

Блок очистки

Вибросито

СВ-1л

2

Общая площадь раб. поверхности 2,4-4,8 м3

Илоотделитель гидроциклонный

ИГ-45М

1

Пропускная способность - 45 л/с

Размер удаляемых на 95% частиц плотностью 2,6 г/см3 - 0,08 мм

Допустимые потери раствора - 2%

Центрифуга

СГШ-500

1

Нет данных

Дегазатор

ДВС-2

1

Пропускная способность - 55 л/с

Допустимое остаточное газосодержание в растворе - 2%

Насос шламовый

6Ш8

2

Нет данных

Насос водяной

1,5К6

1

Нет данных

Емкость

-

1

10 м3

Емкостный блок

Емкость приемная

-

2

40 м3

Перемешиватели механические

-

4

Частота вращения лопастного вала - 45-90 об/мин

Емкость долива

-

1

Емкость - 15 м3

Глиномешалка

МГ2-4Х

1

Нет данных

Гидромешалка

-

1

Емкость - 30 м3

Емкость водяная

-

1

Емкость - 8 м3

Емкость дозировочная

-

1

Емкость - 0,2 м3

Емкость доливная

-

1

Емкость - 50 м3

Емкость для раствора

-

1

Емкость - 50 м3

В растворном узле кран поворотный

8КП-2

1

Нет данных

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

В процессе бурения скважин параметры буровых растворов выходят за пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов и т. д. Это приводит к дестабилизации промывочной жидкости.

Такого негативного влияния необходимо избегать. Это достигается путем:

– периодического контроля параметров бурового раствора;

– выбора технологии и средств очистки бурового раствора;

– выбора средств повторных химических обработок раствора.

6.1 Контроль параметров буровых растворов

Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей буровому мастеру результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

В данном случае можно руководствоваться таблицей 23.

Таблица 23

Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметр

Частота измерений параметров

Неосложненное бурение

Бурение в осложненных условиях

При начавшихся осложнениях или выравнивании раствора

Плотность, УВ

Через 1 ч

Через 0,5 ч

Через 5-10 мин

ПФ

1-2 раза в смену

2 раза в смену

Через 1 ч

СНС

1-2 раза в смену

2 раза в смену

Через 1 ч

Температура

-

2 раза в смену

Через 2 ч

Содержание песка

2 раза в смену

2 раза в смену

-

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

При выборе оборудования для очистки необходимо учитывать нормы на технологические параметры по ступеням очистки - таблица 24.

Таблица 24

Нормы на технологические параметры по ступеням очистки

На первой ступени (сито ВС-1)

Подача раствора, л/с не более

90,0

Потери раствора, % не более

0,5

На второй ступени (ПГ-50)

Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более

12,0

Давление на входе гидроциклона, МПа не менее

0,25

Потери раствора, % не более

1,5

На третьей ступени (ИГ-45)

Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более

3,0

Давление на входе гидроциклона, МПа не менее

0,28

Потери раствора, % не более

2,0

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор - блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны, центрифуга).

6.3 Управление свойствами буровых растворов

Все разработанные мероприятия по управлению свойствами растворов представлены в таблице 25.

Таблица 25

Мероприятия по управлению свойствами растворов по интервалам бурения

Интервал, м

Отрицательные факторы

Цель управления

Мероприятия по управлению свойствами растворов

1

2

3

4

0-460

Поглощения

Уменьшение плотности

Довести показатели до проектных, ввод наполнителей, возможно разбавление водой

0-460

Интенсивные осыпи и обвалы

регулирование СНС

добавить гипан, кальцинированную соду

0-460

Прихваты

Очистка бурового раствора

Необходимо сменить сетки на ВС, или внедрить дополнительный блок очистки

835-1515

Водопроявления

Деминерализация раствора

Регулирование плотности, добавление антикоррозийных присадок

1515-2500

Сужение ствола скважины

Снижение образования глинистой корки

Довести ПФ до проектного добавлением понизителей водоотдачи (КМЦ, гипан и т.д.)

7. Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов

Строительство скважин связано с использованием земельных отводов и сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния процессов строительства скважин на природную среду предусматривается комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление. Эти мероприятия соблюдают основные правила экологически безопасного ведения буровых работ на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных и вышкомонтажных работ, бурение, испытание, а также консервацию скважин, контроль за состоянием окружающей среды. Мероприятия направлены на охрану водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвы, биосферы, недр и восстановление природно-ландшафтных комплексов.

Основным руководящим документом является «Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше» РД 39-133-94, а также действующие нормативно-справочные и инструктивно-методические материалы по охране окружающей среды.

7.1 Охрана окружающей среды и недр

Наука, изучающая условия существования живых организмов, их взаимосвязь между собой и средой обитания, называется экологией (с греч. экое - дом, логос - наука). Взаимодействие человека и природы должно полнее удовлетворять потребности общества в природных ресурсах, а также обеспечивать всемерное восстановление ресурсов. Необходимо осуществлять восполнение и охрану природы, как живой - флоры и фауны, так и неживой - атмосферы. Также гидросфера (поверхностные и подземные водные объекты), литосфера (земли, почва, недра), подвергается негативному воздействию в результате строительства, эксплуатации и ликвидации скважин. При этом основными источниками загрязнения окружающей среды и недр являются, прежде всего, отходы бурения: буровой шлам, буровые сточные воды, отработанные буровые растворы и технологические жидкости, материалы и реагенты для приготовления жидкостей, ГСМ, выхлопные газы ДВС, продукты сгорания топлива в котельных установках, использованные тара и упаковка, металлолом.

Одним из важных природоохранных мероприятий при строительстве нефтяных и газовых скважин является повсеместное применение экологически вредных буровых растворов, не оказывающих загрязняющего и токсичного действия на объекты окружающей среды и человека как непосредственно, так и в результате взаимодействия, реакции каких-либо компонентов растворов и среды.

По степени опасности ядовитые вещества по ГОСТ 12.1.605-88 делятся на четыре класса 1 - чрезвычайно опасные; 2 - высокоопасные; 3 - умеренно опасные; 4 - малоопасные.

Наряду с классом опасности вещества характеризуются нормами предельно допустимых концентраций (ПДК) в окружающей среде.

Сведения по указанным характеристикам для некоторых реагентов и буровых растворов приведены в таблице 26.

Таблица 26

Экологические нормативы растворов, шламов, реагентов

Отработанный буровой раствор, реагент

Экологический норматив

Класс опасности

ПДК

В воде, мг/л

В воздухе, мг/м3

1. Буровой раствор на основе гипана

3

5,0

-

2. -------«»----«»---- КМЦ

4

6,4

-

3. -------«»----«»---- К-14

4

8,0

-

4. -------«»----«»---- ФХЛС

4

3,2

-

5. -------«»----«»---- КМЦ, ТПФН

4

-

-

6. Полиминеральный шлам

4

12,5

-

7. Хроматы и бихроматы

1

0,1

0,01

8. Сода каустическая

2

120,0

0,5

9. Сода кальцинированная

3

120,0

2,0

10. Хлористый кальций

4

-

5,0

11. Хлористый калий

3

300,0

5,0

12. Сернокислое железо

3

0,5

-

13. Жидкое стекло

3

-

1,0

14. УЩР

4

500,0

0,5

15. ССБ, КССБ, ФХЛС

4

20,0

0,004

16. КМЦ

4

20,0

10,0

17. ПАА

3

2,0

20,0

18. Гипан

3

6,0

10,0

19. Поли-кем-Д

4

0,0025

-

20. Кем-пас

4

0,0125

-

21. Сырая нефть

3

0,3

-

22. Сульфонол

3

0,1-0,2

-

23. Барит

4

50,0

6,0

24. Т-66

4

0,8

-

Мероприятия по охране окружающей среды и недр при строительстве скважин в конкретном регионе входят в состав технологических регламентов, разрабатываются, как правило, проектными институтами и согласовываются с соответствующими организациями горного и экологического надзора. Ниже приведены некоторые наиболее распространенные рекомендации, используемые при разработке мероприятий по охране окружающей среды и недр

1. Применять малотоксичные рецептуры промывочных жидкостей и технологию управления их свойствами, обеспечивающие сокращение объемов жидких и твердых отходов бурения.

Использовать малоотходную технологию промывки, повторное применение растворов при бурении последующих скважин.

2. Для приготовления, регулирования параметров и очистки буровых растворов территории скважин глинопорошком, химреагентами, буровым раствором, шламом.

3. Для химической обработки использовать реагенты, выпускаемые по ГОСТу или ТУ, поставляемые на буровую в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах.

4. Запрещается применение химреагентов и материалов, санитарно-токсикологические свойства которых неизвестны.

5. Для предупреждения загрязнения продуктивных пластов технология промывки должна обеспечивать низкий показатель фильтрации в сочетании с минимально допустимой репрессией на пласты.

6. Для уменьшения расхода химреагентов необходимо применять растворы с минимальным содержанием твердой фазы и использовать многофункциональные и синергетические реагенты.

7. Шлам и песок с очистных устройств, а также избыточный буровой раствор отводят в накопитель со специальным гидроизолирующим покрытием, препятствующим фильтрации жидкой фазы в тело насыпи и почвенный грунт.

8. Технология сбора, утилизации и захоронения отводов бурения должна соответствовать «Регламенту на утилизацию и захоронение отходов бурения при строительстве скважин», разработанному применительно к конкретному ремонту работ.

9. Для предупреждения загрязнения недр буровым раствором и его фильтратом, а также исключения гидроразрыва пород, наряду с исключением нерегламентируемых отклонений фактических параметров растворов, необходимо ограничивать скорость спуска инструмента, исключить значительные колебания гидродинамических давлений.

7.2 Охрана труда

Мероприятия по охране труда при строгом их выполнении призваны обеспечить безопасность работ при приготовлении и управлении свойствами буровых растворов.

Перечень некоторых мероприятий по охране труда приведен ниже.

1. Для приготовления бурового раствора и обработки его химическими реагентами должны допускаться лица, прошедшие инструктаж и обучение по безопасному ведению работ.

2. При длительном контакте с буровыми растворами, шламом необходимо проводить профилактические осмотры с оценкой функционального состояния внутренних органов

3. Рабочее место по приготовлению и химобработке буровых растворов должно быть оснащено:

а) средствами индивидуальной защиты (спецодежда в случае необходимости, очки, перчатки, респираторы),

б) аптечкой с медикаментами и перевязочным материалом и растворами: 1%-м раствором борной кислоты; 2% раствором питьевой соды; 0,5% раствором марганцовокислого калия;

в) средствами пожаротушения.

4. При термических ожогах рекомендуется вначале делать примочки из 0,5% раствора марганцовокислого калия или этилового спирта (96%), а затем смазать обожженный участок мазью от ожогов и наложить повязку.

5. При попадании на кожу каустической соды или другой щелочи этот участок тщательно промывается струей воды, обрабатывается 1% раствором борной кислоты и смазывается борным вазелином.

6. При попадании на кожные покровы кислоты участок кожи промывается водой, обрабатывается 2% раствором питьевой соды и смазывается борным вазелином.

7. При попадании щелочи или кислоты в глаза пострадавшему вначале необходимо промыть глаза большим количеством проточной воды, затем 2% раствором питьевой соды (при попадании кислоты) или 1% раствором борной кислоты (при попадании щелочи). После оказания первой помощи пострадавшему необходимо обратиться к врачу.

8. При применении РУО должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в БПР, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - принимать меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

9. При ингаляционных повреждениях (вдыхания паров аммиака или др.) пострадавшего нужно немедленно вывести на свежий воздух, освободить от стягивающей одежды, создать спокойную обстановку, напоить теплым чаем. В случае необходимости - вызвать врача.

10. По окончании работ с химическими реагентами необходимо:

а) тщательно промыть средства индивидуальной защиты и сложить в строго отведенном месте,

б) вымыть теплой водой с мылом лицо и руки, прополоскать рот.

11. Мероприятия по охране труда и оказание первой медицинской помощи при работе с новыми химическими реагентами, в том числе импортного производства, проводятся в соответствии с сертификатом качества или токсикологическим паспортом.

12. Температура самовоспламенения паров РУО должна на 50С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

Библиографический список

1. Учебно-методическое пособие по дисциплине Буровые промывочные растворы - Уфа: УГНТУ, 2000. - 46 с.

2. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.

3. Булатов А. И., Пеньков А. И., Проселков Ю. М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984.

4. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. -М. Недра. 1990.

Страницы: 1, 2


© 2010 САЙТ РЕФЕРАТОВ