8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Косвенные признаки гнвп при бурении


Признаки обнаружения ГНВП — Студопедия

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ:( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!!

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает)

2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4.Увеличение крутящего момента на роторе.

5.Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2.Увеличение вязкости ПЖ.

3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

3-1. ГНВП при спуске инструмента, -причинами является:

- увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)


-увеличение диаметра инструмента;

-уменьшение диаметра скважины;

-увеличение вязкости раствора;

Мероприятия:

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

4. -осложнённый ствол скважины;

5. -большие значения СНС.

Мероприятия:

1 -Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.


3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 –Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 –Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением

уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:

-- насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

-- загрязнения р-ра шламом;

-- приготовления р-ра завышенной плотности.

б).- Снижение плотности р-ра происходит при:

-- разгазировании р-ра газом из пласта;

-- разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

-- вспенивании р-ра при хим. обработке;

-- выпадении утяжелителя в осадок.

в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:

-сужении ствола скважины; -образовании толстой глинистой корки и сальников на

стенках скв-ны; -увеличения вязкости и СНС р-ра; -высокой скорости потока;

-и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся

дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня

раствора в скважине.

7-1.ГНВП при креплении скважины, -причинами является:

а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ.!!!)

б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).-отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

д) -нарушение технологий приготовлений и закачки;

е) -ошибки при расчетах которые могут привести к перетокам из затрубного в трубную и наоборот.

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

М Е Р О П Р И Я Т И Я: -заключаются в недопущении (или устраненении) причин.

studopedia.ru

Основные признаки обнаружения ГНВП — Студопедия

БИЛЕТ №14

Проведение анализа газовоздушной среды газоанализатором

1. Штурвалы ручной фиксации – назначение, требование к монтажу, информация на отбойном щите

Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.

1. Прямые признаки ГНВП:

- увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;

- несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;


- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;

- падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

- увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

- запах, кипение промывочной жидкости;

- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

studopedia.ru

расшифровка, прямые и косвенные признаки

Газонефтяная промышленность - один из самых серьезных и ответственных видов деятельности. ЧП в данной сфере, по сути, должны оговариваться только в теории. На этом фоне как рядовым работникам и руководителям, так и получающим образование для занятости в отрасли, связанной с бурением скважин, важно знать расшифровку ГНВП, а также признаки, причины, способы устранения этого явления. Начнем с общей характеристики.

Расшифровка ГНВП

Буквосочетание ГНВП означает газовые, нефтяные и водопроявления. Это одновременное проникновение газа и нефтяного флюида как вовнутрь скважины через колонны, так и в заколонный внешний участок.

Зная расшифровку ГНВП, мы имеем перед собой довольно серьезную проблему, которая может возникнуть при бурении. Она требует незамедлительного устранения. Наиболее часто газонефтеводопроявления обнаруживаются при высоком пластовом давлении из-за чрезмерного углубления забоя, а также из-за неверных действий бурильщиков или ремонтников.

Причины явления

Допуск ГНВП (расшифровка - газонефтеводопроявления) на производстве очень нежелателен. Вот основные причины возникновения данной проблемы:

  • Изначально неверное планирование работ. Это и привело к ошибочным действиям при создании давления рабочего раствора во время капремонта. Внешнее давление продавило соединительный шов колонн, что и привело к ГНВП.
  • Причина может быть и внутри скважины - это поглощение жидкости.
  • Во время простоя снизилась плотность рабочей жидкости из-за проникновения сквозь стенки газа или воды.
  • Спуско-подземные работы были спланированы некорректно - в результате они привели к снижению в колонне уровня жидкости.
  • Между циклами работ не был соблюден правильный временной интервал. Одна из главных причин - не производилась промывка в течение 1,5 суток.
  • Нарушен ряд правил по проведению работ в шахте - по эксплуатации, освоению, а также устранению ЧП.
  • Ведется освоение пластов, характеризующихся высоким содержанием воды и газов, растворенных в ней.
  • Развитие в стволе скважины процессов поглощения жидкости.

Признаки ГНВП

Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений принято разделять на две категории:

  • Ранние. Характерны при поступлении нефтяного флюида в ствол скважины. Внутри себя подразделяются на прямые и косвенные признаки ГНВП.
  • Поздние. Характерны для момента выхода пластового флюида уже на поверхность.

Рассмотрим категории более детально.

Ранние признаки: прямые

Итак, начнем с прямых признаков ГНВП:

  • Увеличение объема (значит, флюид уже начал поступать в скважину).
  • Повышение скорости (увеличение расхода) выходящих потоков промывочной жидкости, когда подача насосов остается неизменной.
  • Уменьшение при подъеме колонны труб доливаемой жидкости против расчетного объема.
  • Несоответствие указанного выше объема объему поднятых инструментов.
  • Увеличение промывочной жидкости, которая поступает в приемную емкости при спуске труб, по сравнению с расчетными показателями.
  • Промывочная жидкость продолжает движение по желобной системе при остановке циркуляции.

Ранние признаки: косвенные

Итак, косвенные признаки ГНВП:

  • Механическая скорость бурения увеличилась. Это говорит о возникновении депрессии, уменьшении противодавления на пласт или же входе в легко поддающиеся бурению породы.
  • На насосах (стояке) упало давление. Может говорить о выходе большого объема легкого флюида в кольцевое пространство или образовании сифона. Еще это признак нарушения герметичности колонны, неполадки в работе насосов.
  • Вес бурильной колонны увеличился. Может быть признаком снижения плотности промывочной жидкости из-за поступления пластового флюида в скважину. А также это проявление уменьшения трения колонны о стены скважины.

На косвенные признаки обращают внимание только при наличии прямых, ведь они говорят только о возможном ГНВП среди причин других проблем. При проявлении их (косвенных признаков) контроль за скважиной усиливается. Это нужно для выявления уже прямых признаков ГНВП.

Поздние признаки

И теперь уже поздние признаки возникшей проблемы:

  • На выходе циркуляции падает плотность промывочной жидкости.
  • Наблюдается ее кипение, появление характерного запаха.
  • Газокаротажная станция показывает увеличение содержания газа.
  • При теплообмене с пластом на выходе наблюдается повышение температуры промывочной жидкости.

Действия при обнаружении проблемы

Сразу после выявления проблемы персонал приступает к ее ликвидации. Это два пути:

  1. Прекращение добычи нефти из скважины, где обнаружены ГНВП.
  2. Если ведется интенсивная разработка пласта, то приостанавливаются работы и на соседних скважинах во избежание широкого распространения проблемы.

Первым делом вахта герметизирует устье, канал и ствол скважины, обязательно информирует о случавшемся руководство. Как только признаки газонефтеводопроявления установлены, к делу приступает спецбригада - работники, прошедшие профильное обучение, имеющие соответствующую квалификацию.

Ликвидация проводится при помощи специального оборудования: в условиях высокого давления спускаются трубы. Чтобы приостановить процессы ГНВП, в стволе создают оптимальный уровень выравнивающего давления. Оно может быть и равно пластовому, и превышать его.

При спуске оборудования в условиях ГНВП может возникнуть фонтанирование. Тогда бригада приступает к его глушению, опираясь на аварийные распорядки. Дополнительно привлекаются представители организации по технадзору.

При ГНВП скважина перекрывается баритовой пробкой. Она создает непроницаемый экран в пластах и позволяет установить сверху цементный мост. Если газонефтеводопроявление вскрывают при работе двух насосов, то предусматривается их работа либо из одной емкости, либо из двух, но с запорными устройствами между ними.

Методы устранения ГНВП

Как только истинная причина ГНВП установлена, необходимо выбрать один наиболее эффективный для нее способ устранения. Всего их четыре.

Глушение скважины в две стадии. Самое главное здесь: четкое разделение этапов работы на вымыв нефтяного флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины ГНВП, и на одновременное этому приготовление нового раствора, имеющего нужную плотность для глушения. Первая стадия - заглушка скважины. Вторая - замена рабочей жидкости.

Ступенчатое глушение. Эффективно, когда давление в колонне перед дросселем повышается относительно значения максимально допустимого для нее (колонны) или гидроразрыва уровня башмака. Сначала приоткрывается дроссель, чтобы снизить давление в колонне.

Из-за этого на глубине будет наблюдаться новое поступление воды и газа. Так как пик образовывающегося давления кратковременен, то следующий раз приоткрывают дроссель, одновременно промывая при этом скважину. Действия повторяют до полного исчезновения признаков ГНВП, нормализации пиковых показателей давления.

Ожидание утяжеления. Как только обнаруживается газонефтеводопроявление, персонал останавливает нефтедобычу, перекрывает скважину. После этого готовится раствор необходимой плотности. Обязательно поддерживается в стволе скважины давление, которое схоже с пластовым, для приостановления ГНВП и дальнейшего всплытия нефтяного флюида на поверхность.

2-стадийное растянутое глушение. После выявления ГНВП флюид вымывается тем же раствором. Затем его (раствора) плотность изменяется до необходимой. Способ в основном применяется в случае отсутствия подходящих емкостей для приготовления требуемого объема рабочей жидкости. Метод получил свое название из-за того, что процесс вымывания флюидов при нем несколько более растянут во времени, чем при обычном двухстадийном глушении.

Обучение и подготовка персонала

По Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п. 97) мы можем установить, что раз в два года проходит проверка знаний по разделу "Контроль скважины. Управление работами при (читателю известна расшифровка) ГНВП". Удостоверение же дается на три года.

Сказанное касается работников, которые осуществляют как непосредственное проведение работ, так и управляют процессами по:

Чем раньше обнаружены ГНВП, тем больше шансов на предотвращение осложнения проблемы - значительных простоев нефтедобычи, что ведет к крупным потерям уже финансового плана. Чтобы не допустить развития газонефтеводопроявлений, необходимо уделять должное внимание внешним датчикам объема, плотности и давления рабочей жидкости.

autogear.ru

При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины — Студопедия

Распределение обязанностей и практических действий членов вахты при ГНВП.

Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий является бурильшик.

- 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 бурильные насосы. 2-й помощник бурильщика 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 бурильной колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья.

1-й и 3-й помощники бурильщика 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 3-4 атмосферы 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 бурильного раствора 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 бурильную 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)

studopedia.ru

Вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или же через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования

   

разрушение сооружений и (или) технологических устройств, применяемых на ОПО, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ

   
378 Открытый фонтан (ОФ) -

Это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования

   

вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или же через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования

   

разрушение сооружений и (или) технологических устройств, применяемых на ОПО, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ

   
379 Причины, способствующие возникновению ГНВП и открытых    фонтанов

отсутствие достоверных данных о замере пластового давления

   

несоответствие параметров промывочной (задавочной) жидкости условиям глушения и ремонта скважины

   

недостаточный объем задавочной жидкости

   

недолив скважины при подъеме труб

   

Все вышеперечисленное

   
380 Причины, способствующие возникновению ГНВП и открытых    фонтанов

высокие скорости СПО

   

не проведение глушения скважины

   

низкая трудовая дисциплина

   

Все вышеперечисленное

   
381 В каком разделе оперативной части ПЛА прописываются мероприятия по устранению ГНВП с выделением сероводорода

раздел 1

   

раздел 10

   

Раздел 3

   
382 В каком разделе оперативной части ПЛА прописываются мероприятия по устранению ГНВП в процессе СПО

Раздел 1

   

раздел 10

   

раздел 3

   
383 Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных, то должны приниматься меры:

По его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом, их устранение

   

по его консервированию

   
384 Причины перехода ГНВП в открытое фонтанирование

Отсутствие, неисправность или несоответствие противовыбросового оборудования условиям освоения и ремонта скважины



   

отсутствие ответственного руководителя работ при проведении работ по освоению и ремонту на скважинах 1 и 2 категории опасности

   

Отсутствие обучения членов бригад по курсу ГНВП в специализированных учебных заведениях каждые 2 года

   
385 Признаки ГНВП делятся на…

Косвенные, прямые, поздние и ранние

   

ранние, явные и скрытые

   
386 Меры безопасности при производстве работ на скважинах второй категории.

Глушение скважин должно производиться раствором расчётной плотности.

   

Устье скважины перед началом ремонтных работ должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием, согласно утвержденной схемы обвязки.

   

При обычной технологии глушения в наличии должен быть запас жидкости для периодического долива.

   

работа на скважинах данной категории производится после согласования с работниками противофонтанной службы. В случае отсутствия представителя противофонтанной службы ставится в известность дежурный по отряду противофонтанной службы с записью в журнале, только после этого можно приступить к работе.

   

Все перечисленные

   
387 К прямым признакам ГНВП относятся:

увеличение объема промывочной жидкости в приемной жидкости при промывке или бурении

   

уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме труб и инструмента со скважины

   

увеличение газосодержания в промывочной жидкости

   

перелив промывочной жидкости из скажины при остановках в работе

   

Все перечисленные

   
388 К косвенным признакам ГНВП относятся:

увеличение механической скорости проходки

   

изменение параметров промывочной жидкости (плотность, вязкость)

   

увеличение или уменьшение веса инструмента и труб, фиксируемый индикатором веса

   

поглащение промывочной жидкости до потери циркуляции

   

Все перечисленные

   
389 К косвенным признакам ГНВП относятся:

снижение механической скорости проходки

   

Увеличение или уменьшение веса инструмента и труб, фиксируемый индикатором веса

   

излив промывочной жидкости до потери циркуляции

   

излив флюида из скважины

   
390 За сколько дней должно быть предоставлено уточненное пластовое давление до начала работ на скважине 1 категории опасности

За 3 дня

   

за 1 день

   

за 10 дней

   
391 Индикация подачи предупреждающей сигнализации при превышении установленных пороговых значений опасных концентраций вредных компонентов на газоанализаторе GasAlertMicroClip

 звуковая, цифровая

   

световая, звуковая, вибросигнал

   

Световая, звуковая, цифровая, вибросигнал

   
392 Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться:

Силами работников противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части) и пожарных подразделений.

   

силами предприятия

   

силами МЧС

   
393 Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться:

по специальным планам, разработанным штабом, создаваемым пользователем недр.

   

по проекту

   

по наряду допуску

   
394 В каком состоянии должны находиться все шаровые краны при вскрытии продуктивных пластов:

В открытом

   

в закрытом

   
395 К 1 категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений относятся:

нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м?/т и более.

   

нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков.

   

нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более.

   

нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м? для сероводорода; 3 мг/м? в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над

   

Все перечисленные.

   
396 К 2 категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений относятся:

нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м?/т.

   

нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%.

   

скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.

   

Все перечисленные.

   
397 К 3 категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений относятся:

скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м?/т;

   

нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%.

   

скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.

   

все перечисленные.


Рекомендуемые страницы:

Читайте также:

©2015-2020 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (118)

Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку...

Система поиска информации

Мобильная версия сайта

Удобная навигация

Нет шокирующей рекламы


megaobuchalka.ru

Мероприятия по предупреждению ГНВП | VseOBurenii.com

Мероприятия по предупреждению ГНВП




data-ad-client="ca-pub-4035227285077026"
data-ad-slot="4914133723"
data-ad-format="auto"
data-full-width-responsive="true">

Для предупреждения ГНВП в процессе сооружения скважины, помимо технических и технологических приемов, связанных с герметизацией устья и утяжелением бурового раствора, необходимо выполнять комплекс предупреждающих мероприятий.

1. Производить вскрытие проявляющих пластов только с предварительным спуском обсадных колонн в соответствии с ГТН.
2. В процессе подъема бурильной колонны производить непрерывный долив скважины.
3. При цементировании кондуктора необходимо выполнять качественную цементацию, с выходом цементного раствора на поверхность, с целью надежной герметизации устья в случае борьбы с ГНВП.
4. В случае падения удельного веса промывочной жидкости более чем на 0,02 г/см2, необходимо немедленно принять меры по его восстановлению.
5. При вскрытии зон с вероятным газонефтепроявлением, либо продуктивных горизонтов на разведуемых объектах; при ведении работ на газовых месторождениях; при бурении на месторождениях с АВПД – необходимо иметь полуторакратный запас промывочной жидкости.
6. Необходимо избегать использование КНБК с небольшими кольцевыми зазорами относительно диаметра скважины, для предупреждения колебаний давления при СПО.
7. Перед подъемом инструмента, необходимо выполнить тщательную промывку скважины при максимальной производительности буровых насосов с вращением бурильной колонны.
8. В случае, если при подъеме инструмента, уровень промывочной жидкости в скважине не понижается – это указывает на эффект поршневания. При этом необходимо произвести спуск инструмента ниже интервала проявлений, и выполнить повторную промывку скважины.
9. Перед вскрытием объектов в вероятностью проявления, под ведущую трубу необходимо устанавливать обратный клапан. При нероторном бурении, обратный клапан должен устанавливаться под шпинделем.

Чтобы выполнять работы, нужен допуск. Получить сро на строительство в Уфе за 1 день можно на ufa.srorodina.ru. Обращайтесь!

vseoburenii.com


Смотрите также