Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

22 страницы

258.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

РД является методическим руководством при проектировании технологического процесса освоения скважин с использованием самогенерирующийся пенных систем (СГПС), включающего вскрытие пластов перфорацией, обработку призабойной зоны (с целью ее очистки) и вызов притока из пластов в скважинах, выходящих из бурения или после проведения ремонтных работ в период их эксплуатации.

Оглавление

1 Общие положения

2 Технические требования к технологическому процессу

3 Технические средства и материалы

4 Сведения о компонентах состава

5 Технология проведения работ

   5.1 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией

   5.2 Обработка призабойной зоны пласта и вызов притока

6 Оценка результатов проведенных работ

7 Указание мер безопасности и охрана окружающей среды

8 Литература

Приложение

Показать даты введения Admin

Страница 1

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть)

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ САМОГЕНЕРИРУЮЩИХСЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ (СГПС)

РД 39-0147009-506-85

Краснодар

1985

Страница 2

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМШЕНЮСТИ

УТЕЕРВДА1С

Заместитель Пилястра нефтяной провале иное ти

__С .МчТоцлзв

п

7

-^^^1985г.

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ САШГЕЖРИРУОДИХСЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ (СГПС)

РД 39-01^7009 - 506 - 85 НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Всесоюзным ИДОЯО*: пению скважин

львкям ижетитутом

и раствора» ефть)

во ИрвВ"

/Дмректор ВНИИКРнефти

Ответственный исполни заведующий лабораторией обработки призабойной зоны

А.И.Булатов

Э.М.Тосуиов

СОГЛАСОВАНО

' Начальник Технического    •

управлении    ^    \    ^^Х.Н.Байдосо*

А.В.Перор

Ю.В.Вадецки*

Страница 3

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ предназначен для проектирования технологических процессов освоения скважин с применением СПЗО после окончания их бурением или проведения ремонтных работ в период эксплуатации скважин.

В РД излохенм методические указания по приготовлению растворов СГТТС в промысловых условиях и их применению при реализации различных технологических процессов с использованием СГПС.

В приложениях приведены материалы ейравочного характера.

РД предназначен для яефтедобываюикх я буровых предприятий Миныефтепрома.

В составлении РД принимали участие Л.П.Шановнч (Миннефтепром), А.В.Кардиаляк, Б.И.Краснов (Главтю^и«нефтегаз)•

Составители: Э.М.Тооуиов, Р.Р.Аляианян, Б.1.Горбачев,

С.Ю.Съестное, В.Г.Чирцов.

Страница 4

3

руководящий доклеит

ТИПОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ сквитан С ПРИМЕНЕНИЕМ ото

РД 39-0147009-506-85

Вводите* впервые

Срок введена* установлен

01.01.в*

Срок действия до 3I-X2.    88    •

I. Общие положения

1.1. Настоящей РД является методическим руководством при проектировании технологического процесса освоения скважин о нсподыова-нием самогенерирующихся пенных систем (ОГПС), включающего вскрытие пластов перфорацией, обработку призабойной зоны (с целью ее очистки) и вызов притока из пластов в скважинах, выходящих ха бурения или после проведения ремонтных работ в период их эксплуатации.

1.2. Технологический процесс освоения скважин с применением

СПТС направлен на сохранение и восстановление коллекторских свойств продуктивных пластов с целью повышения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, сокращение затрат на их освоение и обеспечение безопасности работ, выполняемых при этом.

1.3'Технологический процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта.

1.3.1.    Степень гаэонасыщеиия раствором может изменяться при нормальных условиях от 10 до 120.

1.5.2. Побочным продуктом процесса образования азота является

водный раствор хлористого натрия.

Страница 5

4

I.4.Планы на проведейие работ с СГПС составляют в соответствии с проектом освоения скважин,геолого-физическими характеристиками месторождения и согласовывают с геологической и технологической службами и утверждаются руководством 7БР,НГДУ или УПНП и КРС.

г.тжхничвсюа требования к тххнологичхсхому процессу

2.1. Технологический процесс с использованием СП1С предназначен для проведения работ в следующих условиях.

2.1.1. Максимальная глубина скважины, м    -    3000

2.1.2. Тип коллектора - поровый или порово-трея$кнный проницае-

2

мостм>| мкм - от 0,03 до 0,40

2.1.3. Пластовое давление, ЫПе:

2.1.3.1. При перфорации при депрессии на пласт , ОПЗ и вызове притока - от 0,6 до 1,2,

2.1.3.2. При перфорации ?при репрессии на пласт- о'г 0,8 до 1,1.

2.1.4. Пластовая температура, °С:

2.1.4.1. При перфорации,при депрессии на пласт, ОПЗ и вызове притока - от 20 до 120 j

2.1.4.2:Прн перфорации,при репрессии на пласт - 45-70.

3.ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ

3.1. Для приготовления исходных растворов СПТС и закачивания их в скважину используют:

3.1.1. Цементировочный агрегат типа ЦА-320М ( ТУ 26-02-30-75)*

3.1.2. Автоцистерну типа АЦН.

Страница 6

5

3*1*3.*мкость для приготовления раствора инициатора, объемом

до 200л.

3*2.Материалы для приготовления раствора ОПЮ;

3*2.1.Нитрит натрия технически# » растворе, f7 38-10274—'7% допускается использование нитрита натрия кристаллического ГОСТ

19906-76.

3*2.2.Аммоний хлористый технический, ГОСТ 2210-73*

3*2.3.Косульфат 3-Х0н, ТУ 38-407281-^4, допускается использование сульфонола НП-3, ТУ-84-509-74 или превощела( npoav*rr Гд Р).

3*2.4.Бенэолсульфокиелота, ТУ 6-14-25-79*допускается исподьеова» ние аыидосульфоновой (сульфамняовой) кислоты, ТУ 6-03-381*40,оржяжой кислоты ннгнбированной#Г0СТ.457-78, или абгавовой соляной кяелоти, ТУ-6-01-714-77*

3*3*Для эаыера и регистрации давления и теыпературы на аабое я устье скважины используют:

3.3.1. Манометр глубинный типа МГН-2, ТУ 25-0203-1985-78 (или другие типы).

3*3*2.Манометр образиовый, ГОСТ 2405-72, пределы измерения, МПа,...    25*0;    40,0.

3.3.3.Манометр технический,ГОСТ 8625-77* пределы измерения,

МПа, ...    25,0;    40,0.

3.3*4.Термометр глубинный, типа ТЗГ-36, пределы измерения,°С

..... от 10 до 150, ТУ 39-01-244-76 (или другие типы).

3-3*5*Термометр глубинный типа СТЛ-28,    °С, пределы измерения

от 5 до 120, ТУ 39-01-09-564-80.

4.СВЕДЕНИЯ О КОМПОНЕНТАХ СОСТАВА.

Исходные растворы СГПС готовят на водной основе,используя следующие хиыпродукты:

4.1. Аммоний хлористый технический (нашатырь),гаэообразователь,

представляет собой порошок или гранулы белого -цвета, растворимость - 29,496, плотность 1,527 г/см3.

5

в годе

Страница 7

6

Поставляется в четнрехслойных г/мажнмх битумированных ыевках (ГОСТ 2226-75)1 » полиэтиленовых иеиках (ГОСТ I78II-72) или ламинированных меиках массой не более 50 кг.

При перевозке мелкими отправками в сборных вагонах или авто-нажинами маяки с хлористым аммонием долины быть дополнительно упакованы в фанерные барабаны, (ГОСТ 9538-80) или в деревянные сухотаряые банки (ГОСТ 8777-80). При этом должны быть предусмотрены меры предохранения продукта от попадания влаги.

Гарантийный срок хранения - С ыесяцев со дня изготовления. По истечении гарантийного ерока хранения перед испольаованием продукта необходимо проверить его на соответствие требованиям ГОСТ 2210-73.

Контроль качества - по ГОСТ 2210-73.

4.2. Нитрит натрия в растворе, гаэообразователь - бесцветная, светдоиелтая или светложелтая с зеленоватым оттенком прозрачная жидкость.

Упаковка, маркировка, хранение и транспортирование производится по ГОСТ 1510-84.

Каждая партия должна сопровождаться паспортом, удостоверятся^»* соответствие качества продукта требованиям ТУ 58-10274-79.

Не^вэрывоопасное и не^пожароопасное ве^ество^

Контроль качества » по ТУ 38-10279-79. Перед приготовлением раствора СП1С контролируют содержание основного вещества по плотности раствора (приложение X).

4.3. При необходимости получения растворов с повышенной степенью газонасыцения - от 80 до 120 (в нормальных условиях)-вместо нитрите натрия в растворе используют кристаллический нитрит натрия (ГОСТ 19906-74} который представляет собой кристаллы, бесцветные или желтоватого цвета,плотность 2,17г/смэ,растворимость в воде при 20°0 - 88 г/100г воды.

Страница 8

7

Поставляется в бумажных непропитанных мешках, вложенные в бу-махнве битумированные мевкж иля бумажные мешки ^ламинированные полиэтиленом. Касса нетто - не более 50 кг.

Нитрит натрия кристаллический транспортируют в закрытых желеено-дорожньгх вагонах или другими видами закрытого транспорта.

Продукт хранят в неотапливаемых помещениях в упаковке изготовителя. Взрывобезопасен. Способствует самовозгоранию горючих материалов.

4.4. Косульфат-3 - Юн, пенообразователь - представляет собой смесь натриевых солей алкилсульфата и сульфата моноэтаноламида. Пастообразная масса от белого до светлокоричневого цвета. Затаривают в герметически закрываемые хелеэные бочки емкостью 100-200дмили полиэтиленовые банки емкостью до 10дыэ.

Каждое тарное место сопровождается биркой или этикеткой,на которой несмываемой краской должно быть указано н&хыенованже продукта, предприятие-изготовитель,масса нетто, номер партии, дата изготовления. Продукт трудногорючий, не^вэрывоопасныЙ, температура самовоспламенения 445°С.

4.5. Сульфонол НП-З, пенообразователь, выпускается в виде вязкой пасты, хорошо растворяется в воде.

Гарантийный срок хранения - 3 месяца. Контроль качества осуществляют по ТУ 84-509-74.

4.6. Превоцел - пенообразователь -импортный проект (ГДР) представляет собой смесь жирного спирта и окиси этилена с блоксополиме-ром окиси этилена (окиси пропилена), растворимость в воде хорошая, плотность при 20°С - 1,20 г/см3 . Поставляется в металлических бочках или цистернах.

4.7. В качестве инициатора реакции газообразования при температурах от 20 до 70°С используют бензолсульфокислоту,допускается приме-

Страница 9

0

ненке сульфаминовой кжслоты хлк соляной кислоты.

4-.7.1.Бенаолсульфокжслота представляет собой кристаллическую массу темиьсерого нвета, растворимость в воде при t. -50°С    -00%.

Температура самовоспламенения ХЭ^°0.

Поставляется в стальных бара'г,?тах. Упаковка производится в соответствия с ГОСТ 6732-76.

Хранятся в упаковке изготовителя в закрытых складских помещениях. Гарантийный срок хранения 6 месяцев. По истечении гарантийного срока перед использованием беяаолсульфоккслоту проверяют на соответствие его требованиям ТУ 6-O3-30I-0O.

Транспортируют любым видом транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов на данном виде транспорта.

4.7.2.Амидосульфоновая (сульфамяиовая) кислота представляет собой негигроскопические кристаллы без запаха, плотность - 2,126 г/смэ, растворимость в воде при \ »200С - 21,3 г на 100 г воды.

Амидосульфоновая кислота в обращении менее опасна, чем хидкхе минеральные кислоты, ыалотоксична, при попадании внутрь организма человека не вызывает ожогов, как серная или азотная кислоты.Устойчива при хранении. Поставляется в полиэтиленовых мешках, обернутых крафт-бумагой.

Кальциевые и магниевые соли, образующиеся в продуктах реакция сульфаминовой кислоты| хорошо растворимы в воде.

Контроль качества осуществляют в соответствии с ТУ 6-03-304-75.

4.7»3«0оляная кислота, ингибированная техническая прозрачная, бесцветная жидкость.

Поставляется в цистернах н контейнерах. Туман соляной кислоты раздражает верхнедыхательные пути н слизистые оболочки глаз. При попадании на кожу вызывает ожог.

Страница 10

9

5. ТИПОЛОГИЯ ПРОМДЖЮ1Я РАБОТ

5.1.Вскрытие продуктивного пласта перфоращией с использованием СГПО в качестве перфорадионной среды осуществляют при депрессии или при репрессии на пласт.

5*1.1.При вскрытии пластов перфоращией при депрессии на пласт используют перфораторы,спускаемые на насоско-коыпрессорных трубах „ГШКТ-75»ПНКТ~в9) или через НКТ( ПР-43, ПР-54, ПР-«9, КПРУ-65) в соответствии с действующей инструкиией [i].

5-I.I.I.Устье скважины герметизируют фонтанной арматурой, а при вскрытии пласта перфоратором типа ПР - дополнительно оборудуют лубрикатором.

5.1.1.2. Количество раствора СП1С выбирают из расчета ваполнения скважины в интервале от искусственного забоя до глубины на 15 ♦ 20 м выше верхней части интервала перфорадии.

5.1.1.3. Количество водного раствора ПАВ (содержание ПАВ - 1,0-1,5% разделительный (буферный) раствор выбирают из расчета заполнения в скважине (затрубном пространстве) интервала длиною 40*50м, между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

5.1.1.4. Приготавливают раствор СГПС на растворном узле или на скважине (кусте скважин) с помощью насосного агрегата (например, ЦА-320). При этом исходный раствор нитрита натрия разбавляют водой до заданной кондечтрации (приложение I,табл.1.2), а затем вводят

в него хлористый аммоний и пенообразователь в соответствии с приложением I, табл. 1.3* После ввода каждого реагента раствор перемешивают в течение 15-20 минут (насос работает "на себя") до полного растворения реагентов. При всех операниях приготовленный раствор СГПС перевозят и хранят в закрытых емкостях.

5.1.1.5*Приготавливают раствор ПАВ на скважине, используя емкости насосных агрегатов. После ввода пенообразователя раствор перемешивают в течение 10-15 минут.

Страница 11

ю

5.1.1.6. Нагнетают последовательно в НКТ раствор ПАВ (I-я пор-цхя - для размеренна в ватрубном пространстве), раствор СГПС,раствор ПАВ (2-я порция) ж продавочную жидкость в соответствия с условиями по □ п.5.1.1.2 и 5.1.1.3*

5.1.1.7. Проводят перфорационные работы в соответствии с инструкцией £х] •

5.1.1.8. При проведении дальнейжкх работ по освоению скважины (ОПЭ и вызов притока) с использованием 0Л1С проектируют их в соответствии с рекомендациями по л.5.? настоящего РД.

5.1.2.При вскрытии продуктивного пласта перфорацией при репрессии на пласт испольеуют все типы корпусных и бес корпусных кумулятивных перфораторов (спускаемых на кабеле) в соответствии с действующей инструкцией [ I] .

5.1.2.1. Количество и составы раствора ОГПС, раствора ПАВ и про-давочной жидкости выбирают ие условна по п л5.Х.Х.2 - 5.1.1.3.

5.1.2.2. Приготавливают растворы и закачивают их в скважину в соответствии с работами по п п. 5.I.X.4 - 5.1.1.6.

5.1.2.3.Обязательным условием проведения работ по данному способу (при репрессии на пласт) является обеспечение необходимой репрессии на пласт в соответствии с "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях" [2]

5.1.2.4. Контролируют наличие СГПС в заданном интервале в скважине с помощью резистивиметра.

5.1.2.5. Проводят перфорационные работы в соответствии с инструкцией [i] .

5.1.2.6. При проведении дальнейших работ по освоению скважины (ОПЗ и вызов притока) с использованием ОГПС проектируют их в соответствии с рекомендациями по п. 5*2.

Страница 12

II

5.2.Обработку призабойной зоны с целью восстановления коллекторских свойств пласта и вызов притока производят при пластовых температурах от ?0 до 120°С и от 20 до 70°С.

5.2,1.При обработке скважин с температурами от 70 до 120°0.

5.2.1.I.Определяют количество раствора ОШС из расчета заполнения скважины в интервале от забоя до глубины на 10 ♦ 15м вине верхней части интервала перфорадии, заполнения НКТ до глубины не более 1000м от устья скважины (величина давления жидкости ,заполняющей НКТ над раствором ОПТО, не должна превышать 10,0 Ша, а величина температуры в верхней части СП10 - свыне 70°С) и нагнетания в пласт раствора в количестве 0,1 ♦ 0,2 мэ на 1м вскрытой (перфорацией) толщины пласта.

5.2.1.2. Количество раствора ПАВ (содержание ПАВ - 0,5-1»0%) выбирают из расчета наполнения в НКТ и эатрубноы пространстве интервалов длиною 40 ♦ 50 ы между раствором СГПО к жидкостью,заполняющей скважину.

5.2.1.3. Приготавливают раствор ОШС и раствор ПАВ в соответствии с работами полп.5.1.1.^ и 5.1.1.5.

5*2.1.4.Нагнетают последовательно в НКТ: раствор ПАВ (I-я порция), раствор СПЗС, раствор ПАВ к продавочную жидкость в соответствии с условием по □. 5*2.I.I , с учетом эадавлжваыия в пласт части раствора СГПО ( 0,1 ♦ 0,2 м3 на I п.ы) при закрытом затрубном пространстве.

5.2.1.5.Выдерживают скважину (при закрытой эатрубноы пространстве) ЗОе 40 минут для осуществления процессов генерации азота и образования пены. Контролируются эти процессы по росту давления на устье скважины - в НКТ и затрубном пространстве, а заверааются работы после стабилизации давления.

Страница 13

12

5.2.1.6. Прм проведенет работ по п п. 5.2.1.4- к 5.2.1.5 давление в затрубяом пространстве не должно превышать величину допустимого давления на эксплуатационную колонну.

5.2.1.7. Пускают скважину на оаможэлкв для очистки призабойной зоны пласта.

5.2.1.8. Вели планируется эксплуатация фонтанным способом и при самоиеливе обеспечивается создание необходимой депрессии на пласт (в соответствии с приложением^)» то после проведения ОПЗ исследуют скважину на приток и вводят ее в эксплуатацию.

5.2.1.9. При выполнении работ по п п. 5.2.I.I - 5.2.1.8 с целью создания повыяенных депрессий иа пласт допускаются использование дополнительного количества раствора СГПС и повышение количества гаэо- и пенообразователей в соответствии с рекомендациями по приложению 5* При этом дополнительное количество раствора ОГПС размечают в затрубном пространстве скважины.

5.2.1.10. При проведении работ по п. 5*2.1.9 допускается -(по согласованию с геологотехническнмм службами по п. 1.5)» осуществление самоизлива (после ОПЭ) одновременно по НКТ и затрубнбму пространству скважин.

5.2.1.11. Если планируется эксплуатация скважины механизированным способом (например, с использованием ЭЦН), то после ОПЗ осуществляют промывку скважины до забоя рабочим раствором (например, водным раствором ПАВ^ не загрязняющим коллектор, прокачав 1,5 ♦ 2,0 объема НКТ до поступления чистой жидкости; в случае необходимости заполняют скважину задавочной жидкостью, (например, солевым раствором), поднимают НКТ, опускают глубинный насос в вводят скважину в эксплуатацию с исследованием на приток.

5.2.1.12. После ОПЗ нагнетательных скважин пускают скважину на самоиэлив для очистки призабойной зоны пласта или осуществляют

Страница 14

13

промывку скважины раствором ПАВ до забоя до поступления «исто! жидкости и вводят скважину под нагнетание.

5.2.2.При обработке призабойной зоны скважин с температурами от 20 до 70°С проводят работы аналогично работам по п.5-2.1, дополнительно используя инициатор реакции газообразования.

5-2.2.1.Количество инициатора выбирают по приложению I табл.1.3-

5-2.2.2.Приготавливают раствор инициатора в виде 3% раствора на водной основе в емкости по п. 3-1-3-

5-2.2.3.Вводят инициатор в раствор СШС в процессе нагнетания его в скважину.

5-3-Для контроля качества проводимых работ рекомендуется использовать глубинные регистрирующие манометры и термометры в соответствии с п п. 3-3-1 - 3-3-5* которые устанавливают в процессе ОП3 и вызова притока в ЕКТ не глубине на 10 ♦ 15 м вине башмака НКТ.

6. О ЩЕТКА. РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

6.1. Для оценки результатов работ по сохранению и восстановлению

коллекторских свойств пластов проводят комплекс гидродинамических исследований (в соответствии с действующей инструкцией [з]    )•

6.1.1. Исследование методом установиваихся отборов (не менее чем на 3 режимах) с получением индикаторных диаграмм и коэффициентов продуктивности.

6.1.2. Исследование методом восстановления давления с определением состояния призабойной зоны и качества (степени совершенства) сообщения скважины с пластом-коллектором.

6.1.3-Псследование профиля притока флюида к скважине - для дифференцированной оценки качества работ.

7.УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1.При освоении скважин с применением СГПС должны соблюдаться требования следующих документов: правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности\ отраслевом инструкций по безопасности

Страница 15

14-

труда при освоена* нефтяных н газовых скважин; отраслевой инструкция по безопасному ведению работ при применении пенных систем в добыче нефти а газа; ИБТБ 1-103-69» отраслевой инструкция по безопасности труда при бурении с использованием газообразных агентов - ИБТВ 1-062-79.

7.2.Материалы, используемые для освоения скважин с СГПС^являются серийно выпускаемыми отечественной промышленностью.При применении материалов должны соблюдаться меры безопасности,изложенные в стандартах и технических условиях на эти материалы.

7-3.Предельно допустимые концентрации вредных вецеств«содержащихся в составе СПТС^и их характеристики приведены в таблице*

Таблица

Предельно допустимые концентрации компонентов состава

Вещество

Предельно допустимая концентрация ,

Токсикологическая характеристика

Нитрит натрия

5

По степени воздействия на организм относится к 3-му классу опасности, недопустимо попадание внутрь организма

Хлористый аммоний

-

fife токсичен

Косульфат - З-Юн

-

Продукт не выделяет паров,поэтому не характеризуется ПДК.

Сульфонол ЕП-3

-

Не токсичен

Преводел

-

Не токсичен

Бензолсульфокислота -

По степени токсичности относится к 3 классу опасности

Амидосульфоновая (сульфаминовая)кислота -

По степени токсичности относится к 4-му классу опасности

Соляная кислота

5

По степени токсичности относится к 3 классу опасности

Страница 16

15

7.Процесс приготовления ж применения состава СШО механизирован, осуществляется на открытом воздухе, носит кратновременный характер. Тем не менее долины быть предусмотрены следующие меры

безопасности.

70-. I. Проведение с о белухи валким персоналом перед началом работ дополнительного инструктажа по технике бееопаоноетж и промсаяж-тарни.

7.4.2.Обеспечение обслуживающего персонала спецодеждой! резиновые» сапогами (РОСТ 12265-76)» резиновыми перчатками (ГОСТ 20010-74), защитными очками (ГОСТ 12.4.013-75).

7.4.3. Для оказания первой помощи пострадавшим необходимо иметь аптечку о двууглекислой содой, вазелином или персиковым маоАом.

7.4.4. При попадании состава СГПС или его компонентов на кожу обслуживающего персонала пораженное место обмывают струей холодной воды.

7.4.5. Прием пищи разрешается только в специально отведенном месте. При этом предварительно снимают спецодежду и моют рукж и лицо холодной водой с мылом.

7.4.6. По окончании работ спецодежду обмывают водой, а руки и лицо - водой с мылом.

7.4.7.Оборудование промывают водой, загрязненную воду сливают в шламовый амбар или в специальную емкость.

7.4.8. Для предотвращения попадания 0П1С или его компонентов в окружающую среду перед началом проведения работ нагнетательные линии необходимо опрессовать при давлении 20,0 Ша.

7.4.9. В зимнее время замерзшие компоненты состава 0ГП0 разрешается разогревать паром при температурах до 40°С. Применять для этой цели огонь запрещается.

Страница 17

16

7.5. Перевозить хядкже компМиииты состава СГПС разрешается в бочках алж автоцистернах. Автоцистерна должна быть оборудована исправной эадорноХ и предохранительной арматурой ■ насосом, обеспечивающей откачяванше реагентов.

7.6. Сухие компоненты СГПС следует хранить в закрытых складских помещениях и долины соблюдаться условия хранения указанные в НТДна эти материалы.

7.7«Хранение хлористого аммония должно осуществляться в сухих неотапливаемых помещениях. В помещениях, где хранятся хлористый аммоний я бензолсульфокмслота,запрещается курить, применять открытый огонь, эксплуатировать неисправные осветительные и другие электроприборы.

Страница 18

17

HITlPiT7Fi

1.    Техническая жнегру*я*я по простреяочно-верквнхм работам в оквахянах. 1., Недра, 1978* о.64.

2.    1джяне технические правила ведения работ при строительстве скважин иа нефтяных, газовых и газокоядеяоатяых месторождениях. V., 1983.

3.    Жнструкщжя но гидродинамически* меОтодам исоледовани! пластов

н окважии . РД 39-593-81.

Страница 19

Приложение I

18

Плотность раствора ннтриТа натрия при различных концентрадили реагента

Таблица I.I

Плотность раствора, г/сиа

I Концентрация нитрита | натрия, г/л

1,615

364

1,193

332

1,176

309

1,170

299

1,157

280

1,146

264

1,137

249

1,123

236

1,113

224

1,100

204

1,095

195

1,090

187

1,086

180

1,082

173

Страница 20

Приложение I

Количество воды для разббвлеикя Z мэ до заданно* концентрация

раствора кятрята катркя Таблица 1.2

одная кои-трацхя рента кг/иэ

Количество водя в

л на

раствора

Заданная концентрация реагента, кг/ы»

?*7

_ 13161 503 '

2?1

2801

270 1

2601

2J»I

243

235 1227

1 221

21*

1208

1 202

И97

564

50

100

150

200

250

500

330

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

54?

-

46

95

1*3

ПО

258

286

333

381

429

*76

52*

571

619

66?

71*

762

351

-

-

45

91

136

Z82

227

273

318

363

409

454

500

5*5

591

636

682

516

-

-

-

*3

87

130

17*

217

261

504

3*8

391

*35

*78

522

565

609

305

-

-

-

-

42

83

125

167

208

250

292

333

375

*17

*58

500

5*2

291

-

-

-

-

-

40

80

120

160

200

240

280

320

360

400

440

480

280

-

-

-

-

-

-

58

77

XI5

13*

192

231

269

308

3*6

385

*23 5

2?0

-

-

-

-

-

-

-

37

7*

III

148

185

222

259

296

333

370

260

36

71

107

1*3

178

214

250

286

321

251

69

юз

138

172

207

241

276

245

33

67

100

133

167

200

233

255

32

64

97

129

161

193

227

31

62

94

125

156

221

30

61

91

121

214

29

59

88

206

29

57

202

-

28