2013год. Вопросы к аттестации итр ташкентского офиса и членов пдк региональных участков

1) 10-15% - для скважин глубиной до 1200м (интервалов от 0 до 1200м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2.);
2) 5-10% - для скважин глубиной до 2500м (интервалов от 1200 до 2500м), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см2);
3) 4-7% - для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа (35 кгс/см2).
269. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового раствора (по замерам раствора, освобожденного от газа) от установленных проектом предельных величин больше, чем на ±20 кгс/м3 (0,02 г/см3).
Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем и их расход производится в соответствии с подобранной рецептурой и регистрируется по каждой смене отдельно.
Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов определяется для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора подбирается путем ступенчатого ее повышения.
Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора соответствуют технологическим регламентам, контролируется специалистами организации проектировщика при осуществлении авторского надзора за строительством скважин.
Контроль параметров бурового раствора определяется в соответствии с проектом, технологическим регламентом с записью в журнале.
В процессе бурения и промывки скважины параметры (свойства) бурового раствора контролируются с периодичностью - плотность и условная вязкость через 10 – 15 минут; температура, фильтрация, содержание песка, содержание коллоидной фазы, рН, СНС1/10 и реологические показатели (эффективная вязкость и динамическое сопротивление сдвига) - каждые 4 часа. При разбуривании газовых горизонтов плотность бурового раствора, выходящего из скважины, и после дегазатора измеряется через каждые 5 минут, остальные показатели с периодичностью, указанной выше. При отсутствии на буровой газокаротажной станции два раза в смену проводится контроль бурового раствора на насыщенность его газом.
Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю контролируются специалистами буровой организации с выдачей руководителю работ результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то принимать меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и другие) и их устранению.
Не допускается повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора с длительными перерывами на заготовку новых. Утяжеление бурового раствора производится при циркуляции его в процессе всего цикла.
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа осуществляются комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.
При прохождении продуктивных или газовых пластов, в которых давление ожидается выше гидростатического, буровая обеспечивается рабочим раствором в циркуляционной системе в количестве 1,5-кратного объема скважины и запасным раствором в количестве одного объема скважины.
Параметры бурового раствора, находящегося в запасных емкостях соответствуют параметрам рабочего бурового раствора.
Компоненты буровых растворов проходят токсикологическую экспертизу в соответствии с требованиями технологического регламента.
При несоответствии геолого-технических условий или возникновении осложнений изменение параметров производится в соответствии с проектной организацией и АСС при вскрытии продуктивного горизонта.
При осложнении в опасной и аварийной ситуации изменение параметров производится в соответствии с ПЛА по указанию руководителя работ и согласованию с техническим руководителем организации, с последующим оформлением изменения (дополнения) в установленном порядке.