Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория: Ø Газовые скважины, независимо от величины пластового давления. Ø Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3. Ø Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков. Ø Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом. Ø Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%. Ø Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Ø Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

samaraburenie.ru

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория: - Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Первая категория:

• Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
• Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м³/м³.
• Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
• Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
• Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
• Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.
• Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:

• Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м³/м³.
• Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

• Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.
• Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

neftegaz.ru

Газонефтеводопроявление ГНВП - Техническая библиотека Neftegaz.RU

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

• газопроявление, 
• нефтеводопроявление,
• газонефтеводопроявление.

• Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
• Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
• Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. 
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения. 

• неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
• возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
• снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
• неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
• несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена  промывка за время более 1,5 суток.
• нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
• освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
• возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
• глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
• нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
• долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
• наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
• при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя, 
  
• при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин. 
  

• недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
• несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
• некачественное цементирование обсадных колонн
• отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
• неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
• отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего перонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

1 категория:

• газовые скважины в независимости от величины пластового давления
• нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
• нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
• нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
• нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
• нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
• нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
• нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе

• нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м3, но менее 200 м/м3
• нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

• нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м3
• нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Признаки раннего обнаружения ГНВП

• Прямые признаки в процессе углубления: 

• Косвенные признаки в процессе углубления: 

• Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора: 

• Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках: 

Действия при появлении признаков ГНВП: 
- прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
- выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
- информировать о ситуации АУП
- устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
-  производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
- одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
- при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
- для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
- ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

- 2 - стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

- 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении  ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

- ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь. 

Действия перед вскрытием пласта с возможным ГНВП:

• инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
• проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана. 

• превентора вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ; 
• проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки; 
• плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие; 
• при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны; 
• при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
• учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
• оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. 

neftegaz.ru

Классификация скважин по степени опасности возникновения гнвп

nashuch.ru

§1. При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины

- Бурильщик подаёт сигнал «выброс» (три коротких гудка), не прекращая промывки приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы из ротора, чтобы муфта верхней трубы была на уровне АКБ и разгружает его на ротор. Даёт команду остановить бур. насосы. 2-й пом. бур останавливает насосы. Бурильщик с помощниками отворачивают ведущую трубу и наворачивают на инструмент шаровой кран(обратный клапан) в открытом состоянии, затем закрывают кран и соединяют квадрат с бур. колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья.

-1-й и 3-й пом. бурильщики проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО.

1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. На блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах проверки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и убедившись что раствор пошел по линии дросселирования, закрывает верхний плашечный превентор(ППГ) или универсальный (ПУГ).

Если был закрыт ППГ то 1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора ручным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под ведущей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает давление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирования.(также должен записать время начала осложнения и вес инструмента). 1-й помощник сообщает диспетчеру УБР об осложнении.

1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3-4атмосферы в минуту не допуская его роста выше 80% от давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО.

(Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глушения)

Машинист(дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива.

Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика.

Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плотность бур. р-ра на выходе из сепаратора(дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе.

Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО.

§2. ГНВП при СПО. (На устье ППГ-230х35)

Бурильщик подаёт сигнал «выброс», (это сигнал верховому немедленно спускаться с полатей и идти в насосную) прекращает СПО и вместе с помощниками наворачивает шаровой кран(в открытом положении) на инструмент. Дальнейшие действия по герметизации устья скважины как и при бурении и промывке скважины. (смотри §1)

§3. ГНВП при спуске ОК. (На устье ППГ-230х35).

Бурильщик сажает колонну обсадных труб на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником на ОК, наворачивают ведущую трубу, подвешивают колонну труб на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья. При несоответствии плашек превентора диаметру ОК, берут с мостков аварийную бур. трубу с шаровым краном и переводником на ОК и наворачивают на ОК, спускают аварийную трубу в ротор и проводят дальнейшие действия как и при бурении и промывке.(см. §1)

§4. ГНВП в процессе геофизических работ.(На устье ППГ-230х35)

По команде начальника геофизической партии машинист подъёмника поднимает приборы из скважины. При невозможности поднять приборы, обрубают кабель и бурильщик с помощниками герметизируют устье скважины.(см. §1) По возможности бурильщик с помощниками производят спуск в скважину максимального количества бурильного инструмента и герметизируют устье скважины.

§5. ГНВП при отсутствии труб в скважине.(На устье ППГ-230х35)

При наличии труб в скважине, герметизируют устье трубными плашками превентора.

При отсутствии труб в скважине, спустить несколько свечей (по возможности) и загерметизировать устье трубными плашками превентора. При невозможности спустить даже аварийную трубу в ротор, перекрыть устье глухими плашками. Дальнейшие действия как и при бурении и промывке.(см. §1)

Режим оперативной готовности.

Пульт вспомогательный включается за 100 метров до вскрытия продуктивного пласта и

предназначен для оперативного дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда в режиме оперативной готовности непосредственно с рабочего места бурильщика

Состоит из сварного корпуса , блока кранов – распределителей , регулирующего клапана , манометров .

С вспомогательного пульта можно:

1. Открывать и закрывать плашечные превенторы , задвижки манифольда и универсальный превентор;

2. Включать и отключать регулирующий клапан универсального превентора;

3. Регулировать давление в универсальном превенторе от 10 до 140 атм.,в зависимости от настройки регулирующего клапана;

4. Контролировать давление в плашечных и в универсальном превенторах;

Все команды вспомогательного пульта дублируются на основном пульту.

Положения рукояток вспомогательного пульта должно соответствовать положению рукояток основного пульта.

Проверка ПВО осуществляется ежесуточно в светлое время суток.

13.1. Причины перехода ГНВП в ОФ.

А). НЕПРАВИЛЬНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ВАХТЫ:

1.-Несогласованность первичных действий членов вахты;

2.-Нарушение последовательности действий, из-за их незнания;

3.-Несоответствие размера плашек превентора, диаметру труб;

4.-Работа в загазованной зоне без СИЗод;

5.-Отсутствие подхода к устью скважины и ПВО.

Б). НЕПРАВИЛЬНЫЕ ДЕЙСТВИЯ СПЕЦИАЛИСТОВ:

1.-Нарушение технологии глушения;

2.-Затягивание начала работ по ликвидации ГНВП;

3.-Отсутствие ПВО на устье скважины при вскрытии продуктивного пласта;

4.-Неправильно выбрана схема обвязки устья, - ПВО.

В). ТЕХНИЧЕСКИЕ НЕИСПРАВНОСТИ:

1.-Неисправность превентора, гидропривода или задвижек;

2.-Некомплектность, негерметичность ПВО;

3.-Неисправность силового или насосного оборудования;

4.-Неграмотная эксплуатация ПВО.

1 Максимальное избыточное давление на устье при газопроявлении и нефтепроявлений.

Ру = Рпл. - при газопроявлений (давление на устье будет близкой пластовому)

Ру = Рпл. – Рн при нефтепроявлений (давление на устье будет меньше пластового на величину гидростатического давления нефти).

Как следует поступить при ГНВП , если нет возможности использовать гидроуправление превенторами и задвижками.

Переход на ручное управление. При этом рычаг устанавливается в соответствующее действию положение. (при переводе рычага – задержка в среднем положении).

14.4. Какие операции можно производить с ГУП – 14.

С основного пульта можно:

1. Открывать и закрывать плашечные превенторы , задвижки манифольда и универсальный превентор;

2. Включать и отключать регулирующий клапан плашечных превенторов;

3. Регулировать давление в плашечных превенторах от 10 до 140 атм.,в зависимости от настройки регулирующего клапана;

4. Контролировать давление в плашечных и в универсальном превенторах;

5. Переключать управление с основного пульта на вспомогательный и наоборот.

Положения рукояток вспомогательного пульта должно соответствовать положению рукояток основного пульта.

15.4. Назначение регулирующего клапана основного пульта ГУП – 14.

Регулирующий клапан основного пульта обеспечивает оптимальное давление масла в гидроцилиндрах плашечных превенторов для расхаживания труб от замка до замка.

16.4. Назначение регулирующего клапана вспомогательного пульта ГУП – 14.

Регулирующий клапан вспомогательного пульта обеспечивает заданное давление масла в запорной камере ПУГа для протаскивания замков через уплотнитель.

С какой целью обеспечивается свободный выход флюида через выкидную линию перед закрытием превентора.

Чтобы исключить:

1. 
   Гидравлический удар на плашки превентора и на устье скважины , который может привести к разрушению превентора или устья скважины.
   
2. 
   Исключить размыв струей жидкости герметизирующие слоя плашек.
   

Перейти на ручное управление. (коренные задвижки в ручную открываются, а плашечные превентора в ручную закрываются). При этом полжение рычагов на пульте гидроуправления должны соответствовать действиям. (при переводе рычага – задержка в среднем положении).

19.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ УЧЕБНЫХ ТРЕВОГ

Учебная тревога проводятся с целью, чтобы персонал бригады хорошо знал свои обязанности при возникновении ГВНП, знал ПВО, умел пользоваться СИЗ мог принять быстрые меры по герметизации устья скважины. Учебные тревоги проводятся мастером и ответственным ИТР по графику проведения учебных тревог 1 раз в месяц каждой вахтой, в дневное время. На месторождениях, содержащих сероводород до 6% объемных, учебные тревоги 1 раз в три месяца проводятся с обеспечением безопасных условий работы, т.е. в противогазах, с использованием инструментов не создающих искр, определением концентрации сероводорода в воздухе газоанализатором. На месторождениях с содержанием сероводорода больше 6% объема, учебные тревоги проводятся всегда с обеспечением безопасных условий. Перед учебной тревогой ответственный работник должен проверить состояние ПВО, наличие промывочной жидкости и ее параметры, организацию долива скважины, безопасное ведение работ, документацию бригады и т.д., мастер должен провести инструктаж и обучение практическим действием по герметизации скважины.

После учебной тревоги они анализируют действия вахты, выявляют допущенные ошибки, при неправильных действиях и неудовлетворительных знаниях проводятся дополнительный инструктаж и повторная учебная тревога. Результаты учебной тревоги заносятся в «Журнал учета учебных тревог»: дата, объект, состав вахты, процесс работы, задание на учебную тревогу, время выполнения задания, допущенные ошибки, оценка действий, подписи вахты и проводимого. С целью проверки готовности бригады работниками ВО и Ростехнадзора могут проводится контрольные учебные тревоги.
20.4. ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раство­ра, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) подается сигнал "Выброс". При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предпри­ятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюде­ние за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалифика­цию.

18-4. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:

• 
  остановить двигатели внутреннего сгорания;
  
• 
  отключить силовые и осветительные линии электропитания;
  
• 
  отключить электроэнергию в загазованной зоне;
  
• 
  потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины;
  
• 
  прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вы­звать искрообразование;
  
• 
  обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки - качалки, газораспре­делительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне;
  
• 
  оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана;
  
• 
  прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить пре­дупреждающие знаки и посты охраны;
  
• 
  прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;
  
• 
  при возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять ме­ры по своевременному оповещению работников и. населения.
  

а).-неисправность ПВО; б).-большая депрессия на пласт; в).-гидроразрыв пласта при

спуске, из-за гидропоршневого эффекта; г).-подъём инструмента без вымыва флюида

через ЦК и без долива скважины.

М Е Р О П Р И Я Т И Я:

1.-ЗАПРЕЩАЕТСЯ испытание без ПВО на устье скважины;

2.-устье скважины должно быть обвязано с насосом и ёмкостью для слива пласто-

вого флюида;

3.-ЗАПРЕЩАЕТСЯ подъём ИПТ, без вымыва флюида через ЦК, обратной промывкой.

ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

1. Подать сигнал тревоги и всем надеть соответствующие противогазы (КД, БКФ, В)

2. Людей, не связанных с ликвидацией загазованности, вывести из опасной зоны.

3. Оповестить вышестоящие инстанции (п.6.8.6. ПБ НГП).

4. Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности – загерметизировать скважину в последовательности, приведенной в разделе 1.

5. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками.

6. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

При повышении концентрации сероводорода в воздухе близкой к 0,5% объемных (7575 мг/ м³), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:

1. Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны.

2. Сообщить о создавшейся аварийной ситуации руководителю предприятия, вызвать ВО. 3. Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в пределах взрываемости.

4.Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

Мероприятия по предупреждению ГНВП.

1.- Плотность ПЖ, при вскрытии продуктивного горизонта, должна обеспечивать превышение давления столба р-ра, над пластовым.

2.- Замер параметров ПЖ производить не реже ДВУХ раз в смену. НЕДОПУСКАЕТСЯ отклонение плотности р-ра, от ГТН более чем на ± 0,02г/см³. (очищенного от шлама и прошедший через дегазатор.)

3.- Повышение плотности бур. р-ра закачиванием отдельных порций утяжелённого

раствора ЗАПРЕЩАЕТСЯ. (кроме случаев ликвидации ГНВП.)

4.- При концентрации паров углеводородов больше 300 мг/м³. работы должны быть приостановлены. Люди выведены из опасной зоны.

5.- Перед вскрытием пласта с возможным ГНВП, необходимо провести инструктаж буровой бригады и учебную тревогу по практическим действиям при ликвидации ГНВП.

6.- Вскрытие продуктивных горизонтов должно проводиться после проверки готовнос-ти бригады и буровой к проведению этой работы, комиссией УБР под председательством Главного инженера с оформлением акта и разрешением.

7.- После монтажа и опрессовки ПВО, ОК и цементного кольца, дальнейшее бурение производится после получения разрешения технического руководителя предприятия.

8.- За 100 метров до вскрытия продуктивного горизонта ПВО переводится в режим оперативной готовности, переключением управления с основного пульта на вспомогательный.

9.- При отсутствии опасности возникновения ГНВП (т.е. в режиме нормальной работы) работоспособность ПВО проверяется мастером буровой и механиком еженедельно. В режиме оперативной готовности (перед вскрытием и при вскрытии продуктивного пласта) ПВО проверяется мастером буровой или бурильщиком один раз в сутки в светлое время путём закрытия и открытия превентора.

10.- Контролировать объёмы доливаемого р-ра при подъёме и вытесняемого при спуске и сравнивать (сопостовлять) с объёмом поднятого или спущенного металла бурильных труб, при разнице объёмов более 0,5куб.м. подъём(спуск) должен быть прекращен и приняты меры по ликвидации ГНВП.

11.- Поддерживать заданные параметры бур. р-ра, не допуская его вспенивания. При содержании газа в р-ре более 5% объёмных необходимо выявить причины и принять меры по их устранению.

12.- При начавшемся поглощении необходимо: - сообщить диспетчеру УБР; -спустить(поднять) инструмент в башмак ОК; - держать его в подвешенном состоянии; - установить наблюдение за скважиной.

13.- Запрещается подъём бур. колонны при наличии сифона или поршневания.

14.- Запрещается спуск ОК при наличии поглощения или проявления.

15.- Мероприятия при обнаружении ГНВ. При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана: 1-загерметизировать устье скважины; 2- записать показания манометров на стояке и в затрубном пространстве; 3- закрыть шаровой кран под ведущей трубой; 4- сообщить диспетчеру УБР об осложнении; 5- подготовиться к глушению. ( Более подробно, действия вахты - в соответствующем разделе).

Обязанности членов вахты по предупреждению ОФ.

Ответственным за эксплуатацию ПВО явл-ся мастер буровой.

Члены вахты обязаны: Бурильщик - строго выполняет технологию строительства скважины, указания мастера буровой и технологов. Должен знать: - признаки ГНВП; - способы их раннего обнаружения; - первоочередные действия вахты при ГНВП. Проверяет исправность всего оборудования и механизмов.

1-й пом. бур-ка – 1. Контролирует параметры бур. р-ра, наличие запаса жидкости и химреагентов; 2. Проверяет состояние задвижек на блоках манифольда ПВО, свободу вращения их штурвалов; 3. Следит за наличием и исправностью шарового крана, обратных клапанов и аварийной бур-й трубы; 4. Контролирует долив при подъёме и вытеснение жидкости из скважины при спуске инструмента; 5. Следит за работой средств очистки промывоч. жидкости (вибросит, гидроциклонов, дегазатора)

2-й пом. бур-ка - 1. Проверяет состояние и работу бур-х насосов; 2. Следит за уровнем р-ра в ёмкостях при бурении и промывке.

Слесарь – 1. Следит за исправностью оборудования и насосов; 2. Проверяет ежедневно наличие и уровень масла в баках станции управления ПВО, исправность его ручного насоса.

.

topuch.ru

Смотрите также

• 
  Момент на роторе при бурении
• 
  Бурение шнековое это
• 
  Скважина под фундамент
• 
  Коэффициент эксплуатации скважин
• 
  Вентиляция колодца скважины
• 
  Измерение уровня в скважине
• 
  Бурение скважин на воду в окуловке
• 
  Как открыть замочную скважину без ключа
• 
  Раствор при бурении скважин
• 
  Глубина скважин в чеховском районе
• 
  Какая нужна насосная станция для скважины глубина 18 метров