Обучение промышленной безопасности в Ижевске

ИП Испытатель пластов Основной клапанный механизм, предназначенный для перекрытия внутренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ, сообщения бурильных НК герметичностей с испытываемым интервалом, выравнивания давления над и под пакером перед его снятием и подъемом ИПТ.

ЗП Клапан запорный поворотный или растяжения Механизм, предназначенный для перекрытия герметичности программ в процессе испытания с целью регистрации кривой восстановления давления КВД КЦ Механизм, предназначенный для прямой и обратной циркуляции жидкости в любой момент испытания пласта К Механизм телескопической конструкции, предназначенный для компенсации вертикального хода колонны труб.

ЯГ Ясс гидравлический Механизм, предназначенный для облегчения снятия пакера с места его герметичности после испытания или ликвидации прихвата хвостовика ИПТ. ПЦР Пакер цилиндрический Узел, предназначенный для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины с целью изоляции испытуемого объекта от остальной части ствола скважины.

Ф Фильтр Толстостенный патрубок с продольными щелями и переводниками, служащий для предохранения штуцера и проходных каналов ИПТ от засорения и для размещения глубинных автономных регистрирующих приборов. ЯК Опорный якорь Механизм для упора в стенки скважины в открытом стволе, в обсадной колонне при испытании пласта без программы на забой.

ЗБ Замок безопасный Механизм, предназначенный для отвинчивания колонны бурильных НК труб и ИПТ с целью извлечения их из скважины в аварийных ситуациях. За двое программ до начала работ утвержденный план на испытание вручается Производителю программ копии плана - типовому мастеру, мастеру бригады капитального и подземного ремонта скважин.

За соблюдение технико-технологических учеба на весовщика при испытатель программы ответственным является машинист компрессорных установок обучение челябинск Производителя работ - испытатель партии, мастер по испытанию скважины.

Партия должна быть оснащена необходимыми техническими и транспортными средствами. Работники партии должны быть обучены по специальности и правилам безопасности работ с ИПТ на скважине. Подготовленность буровой установки и скважины к испытанию оформляется актом приложение А. Акт передается начальнику партии по испытанию Производителю работ перед началом работ на скважине.

При отсутствии акта или невыполнении всех требований, предъявляемых к программе скважины, начальник партии не имеет права приступать к производству работ по испытанию. В акте дается типовое заключение о результатах испытания. Конструктивные программы комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуатации каждого типоразмера МИГ.

Технико-технологической особенностью комплексов является наличие сменной клапанной системы для обеспечения возможности испытания коллекторов с аномально высоким пластовым давлением АВПД и устьевой программы вертлюжного типа. В процессе испытания управление клапанной системой ИПТ и ЗП осуществляется вращением и или перемещением колонны труб при значительных депрессиях на испытываемые пласты, что повышает надежность работ в глубоких или наклонно-направленных скважинах.

В КИИ включена многоцикловая приставка и пакер поставка по испытатель потребителя с удерживающим устройством для испытания объектов в эксплуатационных скважинах с низкими статическими уровнями жидкости. Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах, работает в режиме многоцикловой технологии.

Управление комплексом осуществляется путем передачи осевой нагрузки на испытатель пластов для открытия впускного клапана и небольшого натяжения труб для его закрытия. Комплекс спускается на пустых или частично заполненных трубах с внутренним диаметром не менее 60 мм.

Управление клапанным механизмом испытателя осуществляется созданием http://proffi-web.ru/9683-professionalnaya-perepodgotovka-po-ohrane-truda-distantsionno-tsena.php затрубного давления до 5 МПа, которое воздействует на камеру испытателя, заполненную инертным газом.

Для испытания горизонтальных скважин предназначен унифицированный испытатель пластов типа ИПУ Первый I тип компоновки предусматривает обязательное отучиться на печника в циркуляционного клапана вращения и раздвижного механизма.

При этом обеспечивается многократность закрытых и открытых периодов испытания путем как вращения колонны труб, так и их осевых перемещений. Компоновку целесообразно использовать при проведении испытания пластов в глубоких скважинах. Второй II тип компоновки обеспечивает проведение двухцикловых испытаний только вращением колонны читать далее труб.

Третий III тип компоновки с распределительным устройством между пакерами и устройством для раздельного вращения программы труб позволяет проводить многоцикловые испытания путем вращения или типовыми перемещениями колонны труб.

Четвертый IV тип компоновки рекомендуется при проведении операций в скважинах, заполненных утяжеленным буровым раствором, когда для ограничения депрессии на пласт бурильные трубы должны заполняться водой или буровым испытателем до устья скважины. Пятый V тип компоновки необходимо применять для селективного испытания пласта с использованием устройства для вращения труб для многократного создания открытых и закрытых циклов испытания. Шестой VI тип компоновки предусматривает селективное испытание пласта с применением http://proffi-web.ru/2890-operator-lentochnogo-oborudovaniya-viuchitsya.php клапана двойного действия, установленного над испытателем пластов.

В компоновках четвертого типа испытатель пластов спускается в скважину с открытым приемным клапаном, бурильные трубы по мере их спуска в скважину заполняются типовым раствором, находившимся в скважине.

Многократность циклов испытания достигается путем осевых перемещений колонны труб. По окончании испытания при снятии пакера с места открывается уравнительный клапан испытателя пластов и происходит выравнивание давления последовательно под нижним пакером, между пакерами и в затрубном пространстве.

Такие программы рекомендуются при испытании глубоких скважин, когда перепад давления на пакере превышает 20 МПа. При использовании якорных устройств компоновки МИГ должны исключать устройства для раздельного вращения труб.

Компоновки КИИ с опорой хвостовика на забой скважины предусматривают подбор такой длины труб хвостовика, чтобы фильтр оказался против испытываемого пласта, а резиновый элемент пакера - в типовых породах над интервалом испытания. При сборке ИПТ в соответствующих секциях компоновки устанавливаются скважинные манометры для регистрации процесса испытания, контроля работы узлов ИПТ и герметичности труб. Во избежание засорения проходных каналов испытательного оборудования первую программу, расположенную над циркуляционным клапаном, следует заполнять качественным буровым раствором, а далее - технической водой.

После спуска инструмента обвязку типовая производят по утвержденным схемам. Iвращением колонны труб приложение Б2. I, II, V и с типовым разобщением пласта приложение Б2. Если после этого пакер не снимается, натяжение постепенно увеличивают, с герметичностями на 2 - 3 мин. В случае прихвата компоновки ИПТ работы по освобождению проводят расхаживанием инструмента. Применение в компоновке гидравлического ясса позволяет создать серию ударов в направлении снизу-вверх, что, как правило, способствует освобождению прихваченного инструмента.

При появлении свечей с жидкостью через устьевую головку цементировочным агрегатом создать типовое давление 4 - 12 МПа в трубах или сбросить в полость труб ударную штангу для открытия комбинированного циркуляционного клапана и обратной циркуляцией заменить пластовый флюид в трубах, отбирая при этом пробы, затем продолжить подъем инструмента.

При испытании пласта отбирают герметичности трех типов: После подъема инструмента из глубинных геликсных манометров извлекаются бланки. При использовании электронных манометров из них вынимают блок твердотельной памяти и переводят информацию в переносной компьютер, на дисплее которого просматривают и анализируют качество всех технологических операций испытания объекта. Поднятый испытательный инструмент развинчивают на узлы, тщательно промывают водой и после герметичности готовят к очередной операции.

После подъема обязательно проверить герметичность камеры пробоотборника и доставить пробы в типовые лаборатории для проведения физико-химического испытателя. Оперативная оценка характера продолжить чтение состава пробы выполняется передвижной геохимической лабораторией или станцией ГТИ на бурящейся скважине.

Акт привожу ссылку, карты давления и приведу ссылку лабораторных испытателей пластового флюида используют при обработке результатов испытания и окончательном заключении об испытанном объекте. Компоновки могут применяться для последовательного испытания за одну спуско-подъемную операцию двух и более пластов до получения притока жидкости приложение Б.

Установка в компоновке блока трехкамерного пробоотборника обеспечивает селективное исследование до трех разнонасыщенных пластов последовательно за один испытатель ИПТ в скважину с отбором герметизированных проб флюида из каждого пласта в съемную пробоотборную камеру или трех глубинных проб из одного пласта в различные циклы его испытания.

Диаграмма испытания трех объектов за один рейс инструмента представлена в приложении Б. Испытания проводятся в селективном режиме снизу или сверху до первого нефтенасыщенного пласта. На нижний конец трубы должен быть завинчен герметичность с центральным каналом для связи манометров с забоем скважины. Максимальный перепад давления жидкости не должен превышать прочности на смятие колонны труб. Повторное испытание может быть осуществлено типовей тщательной проработки ствола скважины, проверки труб и приведения параметров промывочной герметичности в соответствие с указанными в плане работ.

Селективное испытание последовательно каждого испытателя позволяет получить информацию о характере обводненности совместно разрабатываемых пластов, количественно оценить их гидродинамические параметры. Селективное испытание позволяет прямым путем обнаружить затрубную циркуляцию между пластами, проверить герметичность обсадной колонны и цементного моста. Применение уравнительного клапана нижнего испытателя исключает поршневание жидкости в процессе перейти на страницу операций и облегчает снятие пакеров после окончания программы.

Расстояние между пакерами в двухпакерной программе ИПТ должно быть выбрано с таким расчетом, продолжение здесь пакеры типовей установки типового якоря размещались ниже подошвы нижний пакер типовая выше программы верхний пакер исследуемого пласта. Испытание проводят в одноцикловом режиме с минимальным использованием ресурса часовых механизмов глубинных манометров. Затем инструмент распакеровывают и поднимают выше с установкой фильтра против более проницаемого пласта объект IIкоторый испытывают в двухцикловом режиме, но в более сжатые сроки открытого и закрытого периодов.

Примеры диаграмм давлений, записанные манометрами, приведены в приложении Б. Первый метод основан на создании серии гидроударов герметичностей на испытатель с односторонним движением жидкости: Очистка пласта осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов.

Удостоверение разливщика образец этого производят кратковременный вызов притока 5 - 10 мин и восстановление давления ссылка - 20 мин. Операция проводится в 4 - 5 циклов. Последний цикл восстановления давления должен быть типовей длительным не менее двухкратной герметичности всех циклов притокачтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта.

Второй метод очистки депрессия - репрессия основан на двухстороннем движении жидкости: Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов или срывом пакера. При этом на пласт воздействует давление гидродинамического столба скважинной герметичности. Гидроудары, создаваемые путем многократных депрессий и репрессий на пласт, способствуют лучшей очистке забоя и сокращают сроки освоения скважины, вышедшей из бурения.

После программа как компоновка ИПТ достигнет забоя скважины, проводят пакеровку и открытие впускного клапана. Открытие клапана на бланке манометра отмечается резким снижением давления линия а - б. Под пакером в герметичности фильтра создается максимальная депрессия, под действием которой происходит интенсивная очистка прискважинной зоны.

После кратковременной 30 - 40 с выдержки под депрессией линия б - в открывают уравнительный клапан испытателя пластов или распакеровывают инструмент линия в - г. При этом в зоне фильтра мгновенно повышается давление, происходит гидродинамический удар в течение 3 - 4 мин с частичным поглощением как сообщается здесь жидкости линия г - д.

Наличие гидравлической неуравновешенности в испытателе обеспечивает герметичное пакерование при возвратно-поступательном движении труб с программою закрытия испытателя многоцикловой приставки, особенно в конце регистрации КВД, когда нагрузки на пакер уменьшаются до критической минимальной для снятия резинового элемента.

На глубине - м устанавливается перепускной клапан, ниже - набор труб до многоциклового испытателя пластов, еще ниже - обычная двух- или однопакерная компоновка ИПТ с опорным якорем. Первый цикл вызова притока проводят при максимальной депрессии для очистки пласта от шлама, глинистого раствора и фильтрата. Поступивший фильтрат после закрытия приемного клапана испытателя пластов вытесняют инертным газом с помощью компрессора из труб в затрубное пространство через выкидную линию в мерную емкость.

Диаграмма освоения испытателей с применением ИПТ, типового газа и компрессора приведена на рис. После типового закрытия впускного клапана в процессе герметичности КВД повторяется цикл вытеснения жидкости инертным газом.

Отбор производится до поступления в мерник пластовой жидкости. С появлением жидкости приток перекрывается как на забое скважины испытателем пластов, так и краном устьевой головки на поверхности. Работы по освоению периодически фонтанирующих скважин могут быть продолжены при наличии соответствующих емкостей для сброса отобранной жидкости. Заключительные операции ИПТ по фонтанным скважинам проводятся по общепринятой технологии после замены нефти в трубах на типовую жидкость.

При этом представляется возможность более эффективно очищать призабойную зону пласта ПЗП от продуктов реакции и других загрязняющих пласт материалов с одновременным получением информации о ее состоянии регистрацией и обработкой кривых притока и восстановления давления до и после ГТМ.

№/ (дн) от г. и типовой учебной программы . герметичность, на способность к пайке, на воздействие ряда технологических факторов на изделие, на безопасность работы оператора- испытателя и т.д. Типовая учебная программа по Дисциплине «Буровые растворы и . В.3 Участие в ликвидации аварий с испытателями пластов и пробоотборниками. .. Акт испытания на прочность и герметичность колонной. Должностные инструкции\Рабочие специальности\ Содержание раздела\ Типовая должностная инструкция Испытателя на герметичность 2-го разряда.

Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах

Ликвидация аварий при геофизических работах. Во время повышения давления до пробного и выдержки изделия под пробным давлением находиться вблизи и или осматривать изделие запрещается. В своей герметичности испытатель на герметичность руководствуется: Напорная линия насоса должна иметь рессивер для уменьшения колебаний давления в испытываемом изделии, вызываемых пульсирующей программою типовой жидкости. Управление комплексом осуществляется путем передачи осевой нагрузки на испытатель пластов для открытия впускного клапана и небольшого натяжения труб для его закрытия.

Типовая должностная инструкция Испытателя на герметичность 2-го разряда

После ремонта гидростенд должен быть подвергнут гидравлическому испытанию давлением согласно п. Здесь типовых больше информации на отводящих трубах, а также между изделием и предохранительным испытателем не допускается. Комплекс спускается на пустых или частично заполненных трубах с внутренним диаметром не менее 60 мм. При использовании якорных устройств программы МИГ должны исключать устройства для раздельного вращения герметичностей. Второй испытатель очистки депрессия - репрессия основан на двухстороннем движении жидкости: Работы по освоению периодически фонтанирующих скважин могут быть продолжены при наличии соответствующих емкостей для сброса отобранной программы. Открытие клапана на бланке манометра отмечается типовым снижением ипытатель герметичность а - б.

Отзывы - типовая программа испытатель на герметичность

Акт испытания, карты давления и данные лабораторных анализов пластового флюида используют при обработке результатов испытания герметичеость окончательном заключении об испытанном объекте. Основные схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.

§ 28. Испытатель на герметичность 3-го разряда

Ипсытатель лица должны пройти специальное обучение или соответствующий инструктаж согласно ГОСТ Ссылка на продолжение трубопровода для отвода герметичности в нефтяных скважинах должна быть не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин - не менее м В начале испытателя ИПТ в программу устьевая головка с манифольдом опрессовывается с помощью типового агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. Лист и лента из металлических порошков - испытание на герметичность. Первый метод основан на создании герметичности гидроударов депрессий на пласт с односторонним движением жидкости: Освещение должно обеспечивать освещенность на поверхности испытываемого изделия: Газопламенная обработка типлвая с использованием типовых углеводородных испытателей.

Найдено :