чем определяются первичные действия вахты при возникновении гнвп

O ГНВП

пятница, 28 сентября 2018 г.

Первоочередные действия буровой вахты при гнвп

При наличии в обвязке превентора с перерезывающими плашками, последний должен употребляться при возникновений пропусков в уплотнениях плашек, соединениях стволовой части и.манифольда, создающих реальную опасность утраты управления скважиной.Решение об использовании превентора с перерезывающи­ми плашками принимается ответственным инженерно-техничес­ким работником (ИТР).

Деяния буровой вахты по герметизации устья скважины при ГНВП зависят от вида выполняемой технологической опера­ции (бурение, промывка, СПО и др.), но, в целом, производятся в последующей последовательности:

1) останавливается вращение ротора;

2) приподнимается инструмент до выхода замка бурильной трубы выше ротора на 0,5 м;

4) раскрывается гидроприводная задвижка на полосы дроссе­ лирования;

5) запирается универсальный превентор (Оков) либо верх­ ний плашечный превентор (при отсутствии в схеме ПУГа, а так­ же при недостающем весе спущенных труб); ;т.

6) на блоке дросселирования запирается задвижка перед регулируемым дросселем;

7) устанавливается наблюдение за давлением в бурильных трубах и затрубном пространстве с записью в журнальчике через каж­ дые 10 минут;

9) при росте давления в трубах до величин, небезопасных для обвязки буровых насосов (давление на стояке при бурении), за­ крывается шаровой кран (КШЦ).

Ответственным за выполнение первоочередных действий, предупреждающих переход ГНВП’в выброс и открытый фонтаИ, до прибытия на буровую бурового мастера либо ИГР, является бу­ рильщик. • ; ‘••••

Через 5-10 минут после герметизации скважины необходи­ мо зарегистрировать и записать в рабочую карту по управлению скважиной при ГНВП последующие начальные данные («Инструк­ ция по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин»): ч’л.

— лишнее давление в бурильных трубах, Ршм;

— лишнее давление в затрубном пространстве, Рш к ;

— объем притока в приемной емкости, У0 ;

Первоочередные деяния буровой вахты при ГНВП.При возникновении прямых признаков ГНВП буровая вахта должна немедля загерметизировать устье скважины согласно «Оперативной части» плана ликвидации трагедии (ПДА), зарегист­рировать лишниие давления в трубах и затрубном пространст­ве, доложить эти данные буровому мастеру либо начальнику сме­ны районной инженерно-технологической службы (РИТС).Сразу оповещается дежурный военизированной части по предупреждению появления и по ликвидации от­крытых газовых и нефтяных фонтанов.

Для гарантированного усвоения первоочередных действий при ГНВП буровой мастер должен проводить учебно-тренировочные занятия (УТЗ) с каждой вахтой не пореже один раза в неделю с следующим разбором действий. Контрольные УТЗ проводятся работниками военизированных частей (ВЧ) не пореже 1-го раза за месяц.

Источник

Действия буровой вахты при ГНВП

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

Действие членов буровой вахты при ГНВП

Лист глушения скважины

Продолжение приложения 1

Рабочий бланк данных объемного метода глушения скважин

Список используемой литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

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

Источник

Чем определяются первичные действия вахты при возникновении гнвп

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РАЗРАБОТАНА специалистами Госгортехнадзора России Ю.А.Дадоновым, В.И.Ефименко, Ассоциации буровых подрядчиков Е.А.Чеблаковым, В.А.Глебовым, АО «Росшельф» А.Г.Шеломенцевым, И.М.Сидоренко, Т.И.Ильвовым

В разработке Инструкции принимали участие ТОО «Коми-Куэст», ОАО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», ЗАО «Оренбургбурнефть», АО «Прикаспийбурнефть», ООО «Компания Полярное Сияние», ОАО «Нефтяная компания «ЮКОС», ЗАО «Нобель Ойл»

Ответственные разработчики: Е.А.Иванов, Ю.А.Дадонов, А.А.Шестаков, В.И.Ефименко, А.Б.Доценко, И.Е.Журавлев, Ю.Ф.Карабанов

УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 31.12.98 N 80

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности (производственная, проектная, научно-исследовательская, конструкторская и т.д.) и форм собственности, включая иностранные, действующие на территории Российской Федерации и осуществляющие разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений.

1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.

1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли, утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России 22.06.95 г., и нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.

1.4. На основании требований настоящей Инструкции, других нормативных документов предприятия разрабатывают необходимую техническую документацию по обеспечению предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в конкретных условиях с учетом специфики проводимых работ.

1.5. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.

1.6. В соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности основных производственных объектов» предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством) собственные профессиональные аварийно-спасательные службы (формирования).

Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно-спасательные формирования из числа своих работников.

1.7. Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).

1.8. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.

С вводом ее в действие Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности, утвержденная Госгортехнадзором России 22.06.95 г. и Минтопэнерго России 01.07.95 г., утрачивает силу.

2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И СПОСОБЫ ИХ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ
(ЛИНИИ ЗАЩИТЫ ОТ ОТКРЫТОГО ВЫБРОСА)

2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений

2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:

ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;

тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;

недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;

разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

2.2. Причины возникновения открытых фонтанов

2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям.

2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.

2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.

2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско-подъемных операциях.

2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.

2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.

2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.

2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:

несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;

увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;

повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;

несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;

повышение газосодержания в промывочной жидкости;

снижение плотности бурового раствора;

поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;

резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;

изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;

увеличение вращающего момента на роторе;

снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.

2.4. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)

2.4.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

2.4.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.

3.2. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации газонефтеводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.

3.3. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

3.4. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

3.5. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

Источник

Действия вахты при нефтегазоводопроявлениях

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновениигазонефтеводопроявления.

· Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

· Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

· Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.

· Остановить двигатели внутреннего сгорания.

· Отключить силовые и осветительные линии электропитания.

· Отключить электроэнергию в загазованной зоне.

· Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.

· Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.

· Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.

· Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.

· Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

· Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.

· При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это-

· Уровнемеры различных конструкций.

· Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

· Приборы для определения плотности жидкости.

· Приборы для определения изменения давления.

· Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Виды инструктажа

а)Первичный(при поступлении на работу); б)вводный(на рабочем месте); в)очередной(согласно графику); г)внеочередной (по приказу, после несчастных случаев)

БИЛЕТ№6

1.Виды залежей

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа). Совокупность условий называется нефтяной залежью. Различают

§
Тектонически экранированные

2. Основные параметры промывочных растворов и их назначение при бурении скважин

Для выноса на поверхность выбуренной породы (шлама), применяют промывочные жидкости (буровые растворы).Промывочная жидкость имеет кроме основной функции ряд других-

· Охлаждение и смазка трущихся деталей долота

· Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет

· гидростатического давления столба жидкости;

· склеивания частиц обваливающихся пород;

· ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты

· Уравновешивание пластовго давления нефтегазоносных пластов.

· Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.

· Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой;

· Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии в стволе скважины и в то же время осаждать ее в отстойных емкостях;

· Передача энергии гидравлическим забойным двигателям;

· Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.

В зависимости от величины частиц растворенного вещества буровые растворы подразделяют на:

· Истинные – частицы которых состоят из отдельных молекул, например раствор соли, сахара;

· Коллоидные – частицы которых состоят из многих молекул (молекулярных цепочек), например раствор крахмала желатина и т.п.

· Суспензии— частицы которых имеют еще более крупные размеры, например раствор мела, графита и т.п.

Процесс перехода коллоидного осадка снова во взвешенное состояние называется пептизацией(стабилизацией), а вещества, вызывающие этот процесс называются пептизаторы или стабилизаторы.

Частицы коллоидных растворов обладают способностью образовывать сетчатую структуру, которая придает растворам некоторую прочность. Структурообразование происходит в состоянии покоя. Это проявляется в превращении жидкого подвижного раствора в студень. При перемешивании структура нарушается и опять превращается в подвижный раствор. Этот процесс называется тиксотропией.

Свойства промывочной жидкости определяются параметрами бурового раствора:

· Плотность- вес раствора в единице объема (г/см 3 )

· Вязкость (сопротивление течению жидкости), различают вязкость

· Условную (секунд за которые вытечет раствор объемом 500 мл из воронки прибора СПВ-5, для воды усл. вязкость 15 сек.)

· Пластическую (структурная) –сила трения между частицами твердой и жидкой фазы измеряется в сантипуазах (пз, дина, сек/ см 2 ).

· Водоотдача- способность раствора отдавать воду пористым породам. Определяется в см 3 выделившегося фильтрата под давлением 1 кг/ см 2 за 30 мин.

· Содержание песка, нефти и другие параметры.

· Жесткость раствора рН

Наиболее жесткие требования к параметрам буровых растворов применяются при вскрытии продуктивного пласта в целях нанесения минимального ущерба коллекторским свойствам пласта, так называемого скин- эффекта ( при естественных коллекторских свойствах пласта скин равен 0).

Дата добавления: 2018-06-01 ; просмотров: 1303 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник