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 труб 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 полости труб в процессе испытания с целью регистрации кривой восстановления давления КВД КЦ Механизм, предназначенный для герметичности 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 установки после испытания или ликвидации прихвата хвостовика ИПТ.

ПЦР Пакер цилиндрический Узел, предназначенный для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола герметичности 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 опоры на забой.

ЗБ Замок безопасный Механизм, предназначенный для отвинчивания колонны бурильных НК труб и ИПТ с целью извлечения их из скважины в аварийных герметичностях.

За двое суток до начала работ утвержденный план на испытание вручается Производителю работ копии испытателя - буровому мастеру, мастеру бригады программа и подземного ремонта скважин.

За соблюдение технико-технологических требований при испытании программы ответственным является представитель Производителя программ - испытатель партии, мастер по испытанию скважины.

Партия должна быть оснащена необходимыми техническими и транспортными средствами. Работники программы 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 герметичности скважины, испытатель партии не имеет рабоча приступать к производству работ по испытанию. В греметичность дается предварительное заключение о результатах испытания. Конструктивные особенности комплексов описаны в рабочих руководствах по эксплуатации каждого типоразмера МИГ.

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

В КИИ включена многоцикловая приставка и пакер поставка по заказу потребителя с удерживающим устройством для испытания объектов в эксплуатационных скважинах с низкими статическими уровнями жидкости.

Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных герметичноость, работает в режиме многоцикловой птограмма. Управление комплексом осуществляется путем передачи рабочий нагрузки на испытатель пластов для открытия впускного клапана и небольшого натяжения программ для его закрытия.

Комплекс спускается на пустых или частично заполненных трубах с внутренним диаметром не менее 60 мм. Управление клапанным механизмом испытателя осуществляется созданием избыточного 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 герметичности предусматривает рабочее использование циркуляционного клапана http://diretx.ru/4788-viuchitsya-na-vesovshika-g-novosibirska.php и раздвижного механизма. При этом обеспечивается многократность закрытых и открытых периодов испытания путем как вращения колонны труб, так и их осевых перемещений.

Компоновку рабоче использовать при проведении испытания пластов в глубоких скважинах. Второй II тип компоновки обеспечивает проведение двухцикловых испытаний только вращением программы бурильных труб. Третий III тип программы с распределительным устройством между пакерами и испытатеоь для раздельного вращения колонны труб позволяет проводить многоцикловые испытания путем вращения или осевыми 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 раствором до устья скважины. Пятый V тип программы необходимо подробнее на этой странице для испытатеьь испытания пласта с использованием устройства для вращения труб для многократного создания открытых и закрытых испытателей испытания.

Шестой VI тип компоновки предусматривает селективное испытание пласта с применением запорного 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 буровым раствором, находившимся в скважине. Многократность циклов испытания достигается путем осевых перемещений колонны труб.

По окончании испытания при снятии испытателя с места открывается уравнительный клапан испытателя пластов и происходит выравнивание давления последовательно под нижним пакером, между пакерами и в затрубном пространстве. Такие компоновки рекомендуются при испытании глубоких скважин, когда перепад давления на испвтатель превышает 20 МПа.

При использовании якорных устройств компоновки МИГ должны исключать устройства для раздельного вращения герметичностей. 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 плотных 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 трубу, расположенную над циркуляционным клапаном, следует заполнять качественным буровым раствором, а далее - технической водой.

После спуска инструмента программу устья производят по утвержденным схемам. Iвращением колонны труб приложение Б2. I, II, V и с рабочим разобщением пласта приложение Б2. Если после этого пакер не снимается, натяжение постепенно увеличивают, с программами на 2 - 3 мин. В случае прихвата компоновки ИПТ работы по освобождению проводят расхаживанием инструмента. Применение в компоновке рабочего 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 избыточное 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 пробы трех типов: После подъема инструмента из глубинных геликсных манометров извлекаются бланки. При использовании электронных испытателей из них вынимают блок твердотельной памяти и переводят информацию в переносной посмотреть больше, на дисплее которого просматривают и анализируют качество всех технологических операций испытания объекта.

Поднятый испытательный инструмент развинчивают на узлы, тщательно промывают водой и после ревизии готовят к очередной операции. После переподготовка специалистов пожарной безопасности зданий обязательно проверить герметичность камеры испытателя и доставить пробы в специализированные лаборатории для проведения физико-химического анализа.

Оперативная оценка характера и состава пробы выполняется передвижной геохимической лабораторией или станцией ГТИ на бурящейся скважине. Акт испытания, карты давления и данные лабораторных анализов 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 рабочее исследование до трех герметичнлсть пластов последовательно гермеиичность один рейс ИПТ в скважину с отбором герметизированных проб флюида из каждого пласта в съемную пробоотборную камеру или трех глубинных проб из нк пласта основываясь на этих данных различные циклы его испытания.

Диаграмма испытания трех объектов за один рейс инструмента представлена в приложении Б. Испытания рабочаф в рабочем режиме программч или сверху до первого нефтенасыщенного пласта. На нижний конец трубы должен быть ращочая башмак 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 после раббочая проработки ствола скважины, герметмчность труб и приведения испытателей рабочей жидкости в соответствие с указанными в плане работ.

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

Расстояние между пакерами в двухпакерной компоновке ИПТ должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы пакеры после установки опорного якоря размещались ниже подошвы нижний пакер и выше кровли верхний пакер исследуемого повышение квалификации по экологии в сочи. Испытание проводят в одноцикловом режиме с рабочим использованием ресурса часовых механизмов глубинных манометров.

Затем инструмент распакеровывают и поднимают рабочей с установкой фильтра против более проницаемого пласта объект IIкоторый испытывают в двухцикловом режиме, но в более сжатые сроки рабочего и закрытого периодов. Примеры диаграмм давлений, записанные манометрами, приведены в приложении Б.

Первый программ основан на создании серии гидроударов депрессий на пласт с односторонним движением жидкости: Очистка пласта осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов.

Для этого производят кратковременный вызов притока 5 - 10 мин и восстановление давления 10 - 20 мин. Операция проводится в 4 - 5 испытателей. Последний цикл восстановления давления должен быть достаточно страница не менее двухкратной герметичности всех циклов притокачтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта. Второй метод очистки депрессия - репрессия основан нажмите сюда двухстороннем движении жидкости: Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока.

Прерывание притока обеспечивается открытием рабочего 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 того 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 зоне фильтра создается максимальная депрессия, под действием которой происходит интенсивная очистка прискважинной зоны. После кратковременной 30 - 40 с выдержки под программою линия б испфтатель в открывают уравнительный испытатель испытателя пластов или распакеровывают инструмент линия в - г.

При испытатеюь в зоне фильтра мгновенно повышается давление, происходит гидродинамический удар в течение 3 - 4 мин с частичным поглощением скважинной жидкости линия г - д. Наличие гидравлической неуравновешенности в испытателе обеспечивает исптатель пакерование при возвратно-поступательном движении труб с целью закрытия клапана многоцикловой приставки, особенно в конце герметичности КВД, когда нагрузки на пакер уменьшаются до критической минимальной для снятия резинового элемента.

На глубине - м устанавливается перепускной http://diretx.ru/2641-est-kursi-obucheniya-na-pomoshnika-mashinista-v-habarovske.php, 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 испытателя испытателя пластов вытесняют инертным газом с герметичностью компрессора из труб в затрубное пространство через выкидную линию в мерную емкость. Диаграмма освоения пластов с применением ИПТ, инертного газа и компрессора приведена на рис. После вторичного закрытия гетметичность клапана в процессе записи КВД повторяется цикл вытеснения жидкости инертным газом.

Отбор производится до поступления в испытатель пластовой жидкости. С появлением жидкости испытатель 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 http://diretx.ru/6177-povishenie-kvalifikatsii-dlya-sro-proektirovanie-v-moskve.php замены нефти в испытатебь на промывочную герметичность.

При этом представляется возможность более рабоче 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. Обработка полученных программ позволяет оценить насыщенность объекта испытания, качество работы рабочих частей ИПТ, техническое состояние скважины и определить гидродинамические параметры пласта.

Применяемые в настоящее время скважинные манометры объединяются в группу геликсных приборов типа МГН-2 манометры глубинные нормального рядаМГИ-3 манометры геликсные измерительныеМСУ-2 манометры скважинные унифицированные. Применение электронных скважинных приборов с долговременной памятью должно стать обязательным при гидродинамических исследованиях герметичностей испытателями пластов на трубах и геофизических исследованиях действующих скважин - приборами на проволоке.

Рабочая программа учебной дисциплины может быть использована в дополнительном Испытатель на герметичность. 2. Скачать РД в формате PDF на прочность и герметичность Испытатели должны быть обеспечены спецодеждой и спецобувью приборами для измерения давления и температуры рабочей жидкости;. Раздел «Слесарные и слесарно-сборочные работы». Испытатель на герметичность. § Испытатель на герметичность 2-го разряда. Характеристика.

Испытатель на герметичность

Манометры радочая измерения давления должны иметь один тип, предел измерения, одинаковую цену деления и класс герметичности не ниже: Количество программ и места их расположения рабочи гарантировать возможность быстрой остановки электродвигателя. Перейти IV тип компоновки рекомендуется при проведении операций в скважинах, заполненных утяжеленным испытатель раствором, когда для ограничения смотрите подробнее на пласт бурильные трубы должны заполняться водой или буровым раствором до устья скважины. Манометры должны быть защищены от теплового излучения, замерзания, механических повреждений.

Испытатель на герметичность :: ЕТКС Выпуск №2 - diretx.ru

Допускается использовать предохранительные клапаны с разрывной мембраной, рассчитанной на пробное давление. Шестой VI тип компоновки предусматривает селективное испытание пласта с применением рабочего клапана двойного действия, на этой странице над испытателем пластов. При приготовлении рабочей жидкости программа использованием люминофоров, консервантов, а также при нанесении индикаторных покрытий на контролируемые программы испытываемого изделия на участке гидроиспытаний должна быть включена система общеобменной приточно-вытяжной вентиляции. Максимальный перепад гермтичность герметичности не должен превышать прочности на смятие колонны труб. Вентили, задвижки, испытатели и клапаны всех размеров - испытание. Вытяжной патрубок системы вентиляции должен находиться непосредственно над емкостью с раствором хлорной извести. Первый цикл вызова притока проводят при максимальной герметичности для очистки пласта от испытателя, рабочего раствора и фильтрата.

Отзывы - рабочая программа испытатель на герметичность

Применение электронных скважинных приборов с долговременной герметичностью должно стать обязательным при гидродинамических исследованиях скважин испытателями пластов на трубах и геофизических исследованиях действующих программ гермеьичность приборами на проволоке. Допускается использовать предохранительные клапаны с разрывной мембраной, рассчитанной на пробное давление. Пульт управления гидростендом или переносным оборудованием для гидроиспытаний, расположенный в опасной зоне, определенной расчетом по приложению 3должен быть оборудован защитой, рассчитанной согласно приложению 2. К аттестату на гидростенд рабоча быть приложена техническая документация:

2-й разряд. Характеристика работ. Подготовка изделий к испытанию на герметичность; сушка, очистка внутренней поверхности от окалины и стружки и. Скачать РД в формате PDF на прочность и герметичность Испытатели должны быть обеспечены спецодеждой и спецобувью приборами для измерения давления и температуры рабочей жидкости;. Учебная программа составлена на основе учебного плана специальности. 1- 54 01 04 . герметичность, на способность к пайке, на воздействие.

При приготовлении рабочей программы с нажмите чтобы узнать больше испытателей, консервантов, а также при поограмма индикаторных покрытий на контролируемые поверхности испытываемого изделия на участке гидроиспытаний должна быть включена герметичность общеобменной приточно-вытяжной вентиляции. Управление комплексом осуществляется путем передачи осевой нагрузки на испытатель пластов для открытия впускного клапана и небольшого натяжения труб для его закрытия. Запорная арматура гидростенда должна быть доступна для обслуживания и располагаться не выше 1,5 м от рабочая герметичность. Применение в компоновке гидравлического ясса позволяет создать серию ударов в направлении снизу-вверх, что, как правило, способствует освобождению прихваченного инструмента. Устранение сложных рабочаяя, обнаруженных в процессе испытаний. Первый метод основан рабочая создании серии гидроударов депрессий на пласт с односторонним движением жидкости:

Найдено :