Действия вахты при гнвп в бурении
«Герметизация устья скважины. Первоочередные действия персонала при ГНВП»
Цель занятия: Изучить первоочередные действия персонала при возникновении ГНВП. Отработать практические навыки по герметизации устья скважины, регистрации избыточных давлений на устье скважины и объема притока флюида в скважину. Уметь оценить ситуацию при загерметизированном устье скважины и проводить расчеты по результатам первых измерений.
Имитационное задание:
Для заданной технологической операции в скважине выполнить первоочередные действия при возникновении ГНВП в соответствии с установленными нормативными требованиями (оперативная часть ПЛА). По результатам первых измерений провести необходимые расчеты
Содержание занятия
Практическое занятие проводится как единое упражнение, включающее все этапы работы на тренажере. Варианты заданий на практическое занятие должны быть подготовлены инструктором заранее.
Тренировочное занятие включает ознакомление и работу на тренажере группы обучаемых (2-3 чел.) с обеспечением обратной связи с инструктором о допускаемых ошибках.
Контрольное занятие включает проверку практических навыков по герметизации устья скважины при работе на тренажере группы обучаемых (2-3 чел.) под контролем инструктора.
Повторные упражнения при тренировочных или контрольных занятиях на тренажере могут предусматривать смену мест исполнителей работ.
Варианты технологических операций:
1. Бурение, проработка, промывка скважины.
2. Спуско-подъемные операции (СПО)
Вариант 1. Бурение, проработка, промывка скважины.
Исходным состоянием в скважине перед началом практического занятия являются данные, полученные на предыдущем занятии «Обнаружение ГНВП при бурении».
Порядок действий обучаемых.
1. Подать звуковой сигнал «Выброс» (на пульте бурильщи
ка нажать кнопку 6).
2. Остановить вращение ротора (на пульте бурильщика
опустить рычаг 1 привода ротора в крайнее нижнее положение).
3. Поднять бурильный инструмент до выхода муфты верх
ней бурильной трубы на уровень АКБ (на пульте бурильщика
поднять рычаг 18 привода лебедки в верхнее положение, исполь
зовать джойстик как рычаг тормоза лебедки).
4. Остановить насос (на панели управления насосами 3
пульта бурильщика вращать влево регулятор числа ходов насоса,
нажать красную кнопку «ВЫКЛЮЧИТЬ»).
5. Открыть гидроуправляемую задвижку на линии дроссе
лирования (на пульте управления превенторами нажать кнопку 1,
одновременно рычаг 11 перевести в положение «ОТКРЫТО»).
6. Закрыть универсальный превентор (на пульте управления
превенторами нажать кнопку 1, одновременно рычаг 4 перевести
в положение «ЗАКРЫТО»).
7. Закрыть задвижку перед гидроуправляемым дросселем
на блоке дросселирования (вращать по часовой стрелке задвижку
на макете).
8. Установить наблюдение за скважиной, через 10 мин за
регистрировать избыточные давления в бурильных трубах и за-
трубном пространстве, по увеличению объема в приемной емко
сти определить объем поступившего в скважину пластового
флюида.
После периода стабилизации давлений на основном мониторе с наземным оборудованием скважины появится изображение подземной части скважины с поступившей на забой пачкой пластового флюида.
9. Провести расчеты следующих параметров (для допуска С):
- фактическое пластовое давление;
- высоту пачки флюида в стволе скважины;
- плотность и тип поступившего флюида;
- скорость миграции газа в скважине.
Вариант 2. Спуско-подъемные операции
Исходным состоянием пред началом практического занятия является положение бурильной колонны, разгруженной на ротор, муфта верхней трубы находится на уровне АКБ-ЗМ.
Порядок действий обучаемых
1. На бурильные трубы навернуть КШЦ в открытом поло
жении (на пульте бурильщика нажать рычаг 20 «ОДНОТРУБКА
С КШЦ» в верхнее положение «НАВЕРНУТЬ»). При этом на
схеме бурильной колонны загорится зеленая индикация - КШЦ
открыт.
2. Закрыть КШЦ (нажать кнопку «ЗАКР.» рядом с КШЦ).
3. Навернуть обратный клапан (на пульте бурильщика на
жать рычаг 19 «ОБРАТНЫЙ КЛАПАН» в верхнее положение
«НАВЕРНУТЬ»).
4. Открыть КШЦ (нажать кнопку «ОТКР.» рядом с КШЦ).
5. Открыть гидроуправляемую задвижку на линии дроссе
лирования (на пульте управления превенторами нажать кнопку 1,
одновременно рычаг 11 перевести в положение «ОТКРЫТО»).
6. Закрыть универсальный превентор (на пульте управления
превенторами нажать кнопку 1, одновременно рычаг 4 перевести
в положение «ЗАКРЫТО»).
7. Закрыть задвижку перед гидроуправляемым дросселем
на блоке дросселирования (вращать по часовой стрелке задвижку
на макете).
8. Установить наблюдение за скважиной, через 10 мин за
регистрировать избыточные давления в бурильных трубах и за-
трубном пространстве, определить объем поступившего в сква
жину флюида.
9. Провести расчеты следующих параметров (для допуска С):
- пластовое давление;
- высота пачки флюида в стволе скважины;
- скорость миграции газа в скважине.
www.poilg.ru
Ликвидация газонефтеводопроявлений
Ликвидация ГНВП — это процесс проведения технологических операций, направленных на восстановление нормальных условий в системе «скважина-пласт».
При этом различают следующие два этапа работ: , - вымыв флюида - комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступивших пластовых флюидов на дневную поверхность;
- глушение скважины - комплекс технологических опера
ций, при которых скважина заполняется утяжеленным буровым
раствором, обеспечивающим условия безопасного ведения работ
по строительству и ремонту скважины.
Организация процесса ликвидации ГНВП включает:
- герметизацию устья скважины и регистрацию исходной
информации;
- анализ процессов, происходящих в скважине;
- выбор метода ликвидации ГНВП, определение последо
вательности и содержания операций, предусмотренных техноло
гией глушения скважины различными методами;
- составление оперативной части плана ликвидации ГНВП;
- распознавание нештатных ситуаций, возникающих в про
цессе ликвидации ГНВП и возможные действия по сохранению
управляемости скважины.
Выбор метода ликвидации ГНВП зависит от конкретных условий, определяющих возможности его проведения:
- технические возможности и оснащение буровой, установки;
- наличие запасного раствора и возможности его утяжеления;
- техническое состояние обсадной колонны и противовыб-
росового оборудования;
— состояние ствола скважины, а также характер и интент сивность самого проявления;
- квалификация и опыт буровой бригады и инженерно-
технического персонала.
Располагая перечисленными сведениями, можно технически грамотно подойти к рациональному выбору метода ликвидации ГНВП и его практическому осуществлению, что во многом определяет успех операции.
В практике глушения проявляющих скважин различают методы, которые предусматривают обеспечение постоянного забойного давления в процессе ликвидации ГНВП, и методы, котб-рые не обеспечивают постоянства забойного давления.
Наиболее совершенным методом управления скважиной при постоянном забойном давлении является метод уравновешенного пластового давления, который включает несколько ши1 роко известных вариантов его применения^ которые наиболее часто используются в качестве методов глушения скважин.
www.poilg.ru
2. Правила ликвидации проявлений.
КЦН «ГНВП». Бригады бурения.
БИЛЕТ № 1
1. Причины поступления пластового флюида в ствол скважины.
1. Недостаточная плотность бурового раствора вследствие ошибок при составлении планов работ, технического проекта на бурение скважины или несоблюдение рекомендуемых параметров раствора бригадой.
2. Недолив скважины при СПО ( спуско-подъемных операциях).
3. Поглощение промывочной жидкости.
4.Глушение скважины перед началом работ неполным объемом жидкости.
5. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
6. Нарушение технологии бурения, освоения или ремонта скважин.
7. Длительные простои безпромывки.
8. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а так же нефтяных и водяных, с большим количеством растворенного газа.
Первый, заметивший ГНВП,немедленно предупреждает всех членов бригады. Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять меры по гермитизации устья скважины, сообщить о случившемся в дежурную службу предприятия 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.
3. Что относится к устьевому оборудованию.
К устьевому оборудованию относится все оборудование, которое монтируется на устье скважины: колонные головки для подвески обсадных колонн и для герметизации межколонных пространств, противовыбросовое оборудование – ПВО – для герметизации устья скважины при возникновении ГНВП. К ПВО относятся плашечные превентеры с глухими, трубными или срезными плашками, универсальные превентеры.
4. Действие вахты по сигналу «Выброс» при бурении или промывке с установленным на устье плашечным превентером.
При сигнале «Выброс» необходимо:
1. Прекратить бурение или промывку.
2. Приподнять инструмент так, чтобы замковое соединение бурильного инструмента было на уровне ключа АКБ-3.
3. Отвернуть квадрат и опустить его в шурф.
4. Взять с мостков одиночку с открытым шаровым клапаном и навернуть ее на бурильный инструмент, снять инструмент с клиньев.
5. Взять из шурфа квадрат и навернуть его на бурильный инструмен, снять инструмент с клиньев.
6. Закрыть превентер с открытыми концевыми задвижками на выкидах.
7. Закрыть шаровой клапан и задвижки.
8.Организовать наблюдение за скважиной и сообщить о случившемся. Передгерметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров трубном и затрубном пространстве, время начала проявления и вес инструмента на крюке.
5. Подбор, подготовка средств индивидуальной защиты против сероводорода.
Противогаз предназначен для защиты от попадания в органы дыхания, на глаза и лицо человека отравляющих, радиоактивных веществ и бактериальных (биологических) сред. Подготовка противогаза к применению начинается с определения требуемого размера лицевой части. Подбор шлема-маски осуществляется по размеру, который определяется путем измерения головы по замкнутой линии, проходящей через макушку, подбородок и щеки. Измерения округляются до 0,5 см
| Результаты измерения в сантиметрах | Требуемый размер шлема-маски |
| До 63,0 | 0 |
| 63,5-65,5 | 1 |
| 66,0-68,0 | 2 |
| 68,5-70,5 | 3 |
| 71,0 и более | 4 |
На предприятиях нефтяной отрасли наиболее широко применяются противогазы промышленные фильтрующие ППФМ-92 и изолирующего типа ПШ-1, ПШ-2. В состав противогаза ППФМ-92 входят:
- фильтрующе-поглощающий элемент (коробка),
- соединительная трубка,
- шлем-маска.
Противогаз укладывается в специальную сумку, в кармашке находится паспорт противогаза.
Фильтрующая коробка подбирается в зависимости от вредного вещества, с учетом ее срока годности. Гарантийный срок хранения фильтрующих коробок в заводской упаковке 5 лет с момента изготовления. Противогазы проверяются на герметичность лабораторным способом не реже одного раза в три месяца, с занесением записи о годности (или не годности) в паспорт противогаза. Кроме этого каждый работник обязан провести визуальную проверку своего фильтрующего противогаза на предмет целостности, комплектности и пригодности. Проверить целостность:
-шлем -маски,
- смотровых стекол,
- исправность клапанной коробки и наличие лепесткового клапана,
- осмотреть внутреннюю поверхность шлем -маски,
- растянуть соединительную гофрированную трубку и проверить отсутствие видимых повреждений, трещин, надрывов, отсутствие вмятин на металлических гайках,
- встряхиванием коробки проверить отсутствие звука пересыпающегося поглотителя.,
- проверить срок годности и отсутствие механических повреждений корпуса,
- надеть шлем-маску и, закрыв ладонью всасывающее отверстие, попытаться дышать. Если нет подсоса воздуха и дышать невозможно, значит маска герметична.
- присоединить гофрированную трубку, закрыть ладонью ее свободный конец и попытаться дышать. Если нет подсоса воздуха и дышать невозможно, значит трубка герметична.
Фильтрующим противогазом нельзя пользоваться, если содержание кислорода в воздухе менее 16% объемных, а концентрация вредных паров более 0,5% объемных. Также нельзя пользоваться фильтрующим противогазом в плохо проветриваемых газоопасных местах, закрытых помещениях, емкостях, сосудах, колодцах
КЦН «ГНВП». Бригады бурения.
БИЛЕТ № 2
studfile.net
1. Что понимают под ранним обнаружением гнвп ?
Под ранним обнаружением ГНВП понимают поступление флюида из пласта в ствол скважины
Позволяет:
- своевременно предотвратить дальнейшее поступление пластового флюида в ствол скважины;
- успешно, в короткий срок и при минимальных действиях произвести ликвидацию ГНВП;
- иметь резерв времени на устранение неполадок в оборудовании и ошибочных действиях персонала;
- обеспечить безопасность труда обслуживающего персонала.
2. Предупреждение гнвп при длительных простоях скважины.
При длительном простое во время ремонта скважины происходит постепенное замещение жидкости глушения пластовым флюидом, в результате чего снижается противодавление на пласт.
Для предупреждения этого следует предусматривать после определенного время остановки скважины промывку.
3. Спо инструмента при загерметизированном устье через пуг.
В случае, если устье скважины загерметизировано с помощью ПУГ при наличии в скважине бурового инструмента и необходимо производить СПО под давлением , необходимо отрегулировать давление закрытия таким образом, чтобы иметь небольшую утечку жидкости и получить возможность расхаживать инструмент или спускать его под давлением
4. Герметизация устья скважины при отсутствии инструмента в скважине.
1. В случае неинтенсивного перелива жидкости необходимо, как можно больше спустить инструмента в скважину, а затем приступить к герметизации устья скважины по схеме как при спуске инструмента.
По сигналу «Выброс» необходимо остановить спуск, чтобы замковое соединение было против ключа АКБ, посадить инструмент на клинья, взять с мостков бурильную трубу с шаровым краном в открытом положении, затащить ее в буровую, навернуть на бурильный инструмент, снять инструмент с клиньев и спустить в скважину так, чтобы замковое соединение было напротив АКБ и закрыть шаровой кран (трубное пространство). Затем проверить открыты ли задвижки на линии дросселирования № 2,8 и если открыты, закрыть превентер с трубными плашками и закрыть концевую задвижку № 8. Если превеннтер с гидравлическим управлением, зафиксировать плашки в закрытом положении штурвалом ручной фиксации плашек. После этого вести наблюдение за ростом давления по манометру на вышке, не допускается его роста свыше 80 % от опрессовочного давления превентера. Стравливать давление необходимо через концевую задвижку № 8 со скоростью 3-4 атм. / в минуту до максимально-возможного разряжения скважины, после чего задвижку № 8 закрыть. Сообщить о возникшем ГНВП в диспетчерскую службу своего предприятия
В случае интенсивного перелива необходимо при открытых задвижках №№2,8 закрыть превентер с глухими иплашками, а затем закрыть концевую задвижку № 8 и следить за ростом давления на выкиде, не допуская его роста более 80% от опрессовочного давления превентера. Стравливать давление необходимо через концевую задвижку № 8 со скоростью 3-4 атм. / в минуту до максимально-возможного разряжения скважины, после чего задвижку № 8 закрыть. Сообщить о возникшем ГНВП в диспетчерскую службу своего предприятия
studfile.net
| 15 Первоочередные действия буровой бригады при открытом фонтанировании а) Заглушить двигатели, котельную, электростанцию и т. д. б) Закрыть движение на прилежащих автодорогах в) Удалить людей из опасной зоны, а после их пересчитать г) Сообщить руководству о фонтанировании, а руководство информирует противофонтанную службу и медицинскую службу. Дальнейшие работы ведутся по утвержденному плану, составленному и утвержденному штабом по ликвидации аварий | 16)Причины возгорания открытых фонтанов Примерно 50% фонтанов по тем или иным причинам загор,что приводит к кратному увеличению убытков от фонтана и значительно усложняет работы по герметизации.В рез-те возгорания БУ полностью выходит из строя .Не ьолее чем через 15 мин после возгорания вышка деформируется и падает. Упавший Ме загромождает устье и горящий фонтан распыляется по сторонам вследствии чего выгорают резиновые изделия ПВО.К устью подойти невозможно.Доказано что внешним источником самовозгорания явл статическое Эл-во, возникающее при больших скоростях движения пластового флюида По стальной ОК.Об интенсивности накопления статического Эл-ва свидетельствует многие факторы.Переодически через 15-20 мин вокруг струи газа появл сетовое свечение характерные для разряда Эл-ва.Через 5 сут фонтан самовозгорается | Вопрос 22 ПВО – назначение, устройство, принцип действия. Опрессовка ПВО (до монтажа и после монтажа на обсадной колонне) Состав и назначение противовыбросового оборудования. ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы. Основные параметры и технические требования к конструкции. Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое ПВО предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с находящейся в них колонн труб или при их отсутствии в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды. Также должно обеспечивать расхаживание колонны труб между замковыми соединениями, а также протаскивание колонны б.т. с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замковых соединений под углом 180) и позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт. Комплект ПВО должен состоять из превенторного блока, манифольда, станций гидропривода. Конструктивно ПВО должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяя типовой схемы и неухудшающих эксплуатационные свойства ПВО (сдвоенные превенторы). Прочность корпусных деталей ПВО, воспринимающих давление скважинной среды должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением кратным Рраб. ротивовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина опрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см2) с выдержкой в течение 10 минут. Запорная компоновка для перекрытия канала применяемых труб должна находиться рядом с устьем скважины с открытым шаровым краном. | 17. Безопасность работ при ликвидации открытых фонтанов К работам по ликвидации допускаются лица, специально обязанные, специально экипированные, годные по состоянию здоровья – это работники противофонтанной службы. Ежесуточно эти люди при изменении обстановки проходят внеочередной инструктаж по технике безопасности, который проводит ответственный работник - противофонтанщик. Работающие в опасной зщоне дополнительно экипируются против сильных шумов и высокой температуры. Для безопасности работ, т е исключения скопления газа, демонтируется вся обшивка БУ. Зимой, даже при отсутствии возгарания, вышку заваривают сознательно для исключения ее определения. Перед началом работ на устье и прилегающей зоне с учетом розы ветров регулярно делается анализ воздушной среды на наличие взрывных и ядовитых газов (в первую очередь h3S). Нак основе анализа выбирается соответствующее средство индивидуальной защиты. За работающим звеном на устье или в загазованной зоне устанавливается непрерывное наблюдение, которое осуществляется звеном дублером, экиперованным по технике безопасности. Работающие в опасной зоне обязаны выполнять распоряжения только ответственного исполнителя работ, ЗАППРЕЩАЕТСЯ принимать самостоятельные решения. Работа у открытого фонтана чередуется с отдыхом, время которого определяет штаб по ликвидации фонтанов. Время непрерывной работы звена не более 15 минут. Перед началом работ в зоне высокой температуры звено должно быть адаптировано. Для этого перед началом работ в эту зону вводят звено , оставляют его на 15 минут, не нагружая никакой работой. После часового перерыва адаптацию повторяют. Все работы на устье проводят только под прикрытием водяной завесы. В этом случае даже при связанном самовозгорании фонтана тепловое излучение будет значительно ослаблено из-за интенсивного образования газа. Поэтому работающие на устье люди смогут отойти на безопасное расстояние. | 19. Двухстадийный метод глушения (метод бурильщика) При этом методе ликвидация выброса осуществляется в 2 этапа: 1) Циркуляция. Происходит вымывание флюида в затрубное пространство раствором старой плотности. Операция прошла успешно, если трубное и затрубное давление равны по 50 атмосфер. 2) В течении второго цикла в скважину закачивают утяжеленный буровой раствор для уравновешивания пластового давления. Этот способ обязательно применяется при вскрытии газовых горизонтов. Метод бурильщика наиболее прост в использовании и позволяет немедленно начать вымывание флюидов. При этом требуется два полных цикла циркуляции для ликвидации проявлений, что приводит к более высокому устьевому давлению, чем у других методов. Во всех методах давление в нагнетательной линии может служить показателем контрольного давления на забое, а его величина регулируется штуцером на выходной линии.. Скв-на должна быть загерметизирована, РПДЭ, ротор выключен, квадрат поднят, тормоз зажат, выключена лебедка и насосы, закрыты линии глушения, открыта 1 линия дросселирования, закрыт один из привенторов. Если давление на входе меньше, чем на выходе, то в скважине есть флюид. | 20. Непрерывный метод глушения При этом методе начинается вымывание пластового флюида с одновременным увеличением плотности бурового раствора с максимальной скоростью. Плотность бурового раствора следует повысить до значения, необходимого для глушения в процессе циркуляции. Непрерывный метод позволяет начинать вымывание после закрытия скважины, но требует регулирования давления в бурильных трубах, чтобы поддерживать постоянное давление на забое. Если проявление произошло в процессе СПО или когда трубы находятся на дне скважины, то колонна должна быть спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддержания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспечить свободный или принудительный спуск труб в скважину через герметизированное устье. Во всех методах давление в нагнетательной линии может служить показателем контрольного давления на забое, а его величина регулируется штуцером на выходной линии.. Скв-на должна быть загерметизирована, РПДЭ, ротор выключен, квадрат поднят, тормоз зажат, выключена лебедка и насосы, закрыты линии глушения, открыта 1 линия дросселирования, закрыт один из привенторов. Если давление на входе меньше, чем на выходе, то в скважине есть флюид. |
studfile.net
