Главная страница » Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения гнвп ответ

Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения гнвп ответ

  • автор:

Закрытие скважины при обнаружении ГНВП

При наблюдении прямого признака ГНВП необходимо принять меры по закрытию скважины. Конечно, хорошо, когда удается закрыть скважину, не допустив притока более предельной величины. Почему? В этом случае сам процесс глушения должен пройти без осложнений и в короткие сроки.

Скважину надо закрыть, если приток пластового флюида превысил предельную величину и был допущен перелив, несмотря на то, что вероятность гидроразрыва пласта в этом случае будет выше.

Опасность прихвата бурильной колонны не столь серьезна, как первоначальная задача заглушить скважину. Прихвата можно избежать, если немедленно приступить к периодическому расхаживанию бурильной колонны при закрытом универсальном превенторе.

В нашей практике принята методика мягкого закрытия скважины. По ней вначале открывается штуцер на выкидной линии, а затем закрывается превентор.

По методике жесткого закрытия превентор закрывается сразу после остановки насосов. Считается, что при жестком закрытии происходит гидроудар, в результате которого может произойти нарушение целостности плашек превентора. Рассчитаем величину давления при внезапном перекрытии потока при закрытии плашек превентора, используя известную формулу Жуковского:

Р г.уд= С ^Р-

На примерах покажем, каково ударное давление на плашки превентора при скорости потока v = 0,1 и 1 м/с, плотности бурового раствора р = 1800 кг/м 3 и скорости распространения ударной волны с= 1100 м/с.

Допустим, скорость потока в затрубном пространстве с сечением 220×127 мм равна 0,1 м/с в момент обнаружения притока, тогда рассчитаем величину ударной волны:

Рг уд = 1100 • 0,1 • 1800 = 198000 Па = 1,98 кг / см 2 .

Соответственно для скорости потока v = 1 м/с, что соответствует 2200 м 3 /сут, Рг.уд = 19,8 кг/см 2 .

Сила удара на плашки F = S РГ.УД = 1,98 • 0,0253 • 10 4 = 500,9 кг.

Очевидно, что нарушения герметичности системы «плашки превентора — бурильная труба» при жестком закрытии превентора можно не ожидать.

Порядок действий при бурении для наземной буровой установки и морской буровой установки с опорой на дно при наблюдении прямого признака проявления (объем в приемной емкости увеличился более чем на 1 м 3 ) следующий:

  • 1. Поднять ведущую трубу до уровня, при котором замок окажется выше стола ротора.
  • 2. Остановить буровые насосы.
  • 3. Закрыть универсальный превентор.
  • 4. Оповестить вышестоящий персонал о начавшемся проявлении.
  • 5. Замерить и зарегистрировать давление внутри колонны бурильных труб и в затрубном пространстве, а также прирост жидкости в приемной емкости.

Когда ведущая бурильная труба (квадрат) поднята из скважины, клапан в нижней его части при необходимости можно закрыть, а уплотнительные элементы превентора на бурильной трубе будут сидеть плотнее, чем на ведущей трубе.

Порядок действий при закрытии скважины при обнаружении проявления при спуско-подъемных операциях (суммарный недолив скважины на более чем 0,5 м 3 ; перелив в затрубном пространстве после долива скважины):

  • 1. Установить верхний замок бурильной трубы на клинья.
  • 2. Навернуть и докрепить полнопроходной и полностью открытый шаровой кран на бурильную трубу.
  • 3. Закрыть универсальный превентор, а при наличии движения жидкости в бурильных трубах — шаровой кран.
  • 4. Оповестить персонал компании.
  • 5. Поднять и навернуть ведущую бурильную трубу.
  • 6. Если шаровой кран был закрыт, открыть шаровой кран.
  • 7. Замерить и зарегистрировать давление внутри бурильных труб и в затрубном пространстве, а также объем недолитого бурового раствора и прирост жидкости в емкости, если наблюдался перелив в затрубном пространстве во время СПО и до закрытия превентора.

Установка полностью открытого шарового крана обязательна, если даже нет перелива через бурильные трубы. Ликвидация открытого фонтанирования через бурильные трубы — очень сложная задача.

Ни в коем случае не пытайтесь восстанавливать циркуляцию, поскольку она будет способствовать ускоренному подъему пластового флюида к устью скважины, и, соответственно, потере контроля над скважиной.

К плавучим буровым установкам относят полупогружные буровые платформы и буровые суда. Блок превенторов располагается на дне моря. Во время обычных работ по бурению скважин наблюдается их подвижность. Для решения проблемы перемещения судна и бурильной колонны и связанного с этим износа уплотнительных элементов превенторов допускается подвесить бурильную колонну на плашки трубного превентора.

Чтобы избежать закрытия плашек превентора на бурильном замке, во время установки блока превенторов и испытания противовыбросового оборудования необходимо выполнить процедуру подгонки длины труб. Для этого надо закрыть плашки превентора и медленно опустить бурильную колонну, пока буровой замок не коснется плашек. В этот момент надо зарегистрировать положение ведущей бурильной трубы. Подгонка должна происходить так, чтобы замок бурильной трубы и шаровой кран в нижней части ведущей трубы находился выше стола ротора.

Порядок закрытия скважины на плавучей установке. При наблюдении прямого признака ГНВП (увеличение объема в приемной емкости на 1,5 м 3 и более или увеличение скорости потока на 10 % на выходе из скважины) необходимо немедленно выполнить следующие действия.

  • 1. Поднять ведущую трубу до уровня, ранее отмеченного при подгонке длины трубы (с поправкой на прилив).
  • 2. Остановить буровые насосы.
  • 3. Закрыть универсальный превентор.
  • 4. Оповестить вышестоящий персонал о начавшемся проявлении.
  • 5. Закрыть верхнюю группу трубных плашек.
  • 6. Понизить гидравлическое давление на универсальный превентор.
  • 7. Опустить бурильную колонну, пока она полностью не разгрузится на плашки превентора.
  • 8. Замерить и зарегистрировать давление внутри колонны бурильных труб и в затрубном пространстве, а также прирост жидкости в приемной емкости.

Спуско-подъемные работы на плавучей буровой установке

Порядок закрытия скважины при обнаружении проявления при спускоподъемных операциях. При наблюдении прямого признака ГНВП необходимо немедленно сделать следующее.

  • 1. Установить верхний замок бурильной трубы на клинья.
  • 2. Навернуть и докрепить полнопроходной и полностью открытый шаровой кран на бурильную трубу.
  • 3. Закрыть универсальный превентор и, при наличии движения жидкости в бурильных трубах, шаровой кран.
  • 4. Оповестить персонал компании.
  • 5. Поднять и навернуть ведущую бурильную трубу.
  • 6. Если шаровой кран был закрыт, открыть шаровой кран.
  • 7. Понизить гидравлическое давление на универсальный превентор.
  • 8. Опустить бурильную колонну, пока она не будет полностью опираться на плашки.
  • 9. Замерить и зарегистрировать давление внутри бурильных труб и в затрубном пространстве, а также объем недолитого бурового раствора и прирост жидкости в емкости, если наблюдался перелив в затрубном пространстве во время СПО и до закрытия превентора.

Отвод жидкости при отсутствии кондуктора

Приток с небольшой глубины контролировать трудно, и он может привести к потере буровой установки. Чтобы этого не допустить, обычно предпринимается попытка отвести поток от буровой установки.

При отсутствии кондуктора, на направление или на забивную трубу при бурении на море устанавливают диверторную систему, когда предполагается, что на небольшой глубине могут быть встречены высоконапорные горизонты.

Важно при возникновении ГНВП обеспечить закрытие устья скважины до того, как будут открыты отводные линии.

Раннее обнаружение ГНВП.

Обнаружение притока пластового флюида в полной мере обеспечивается средствами контроля за процессом строительства скважин и зависит от точности измерительных средств, которые определяют нижнюю границу объёма притока флюида для зоны предупреждения ГНВП.

На поступление пластового флюида в скважину указывают прямые признаки ГНВП:

Увеличение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости.

Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов.

Уменьшение против расчётного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъёме инструмента.

Увеличение против расчётного объёма бурового раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильной колонны.

Повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности.

Перелив скважины при остановленных насосах.

Косвенные признаки, предупреждающие о возможности возникновения ГНВП:

Изменение давления на буровых насосах.

Увеличение механической скорости проходки.

Изменение параметров бурового раствора.

Увеличение крутящего момента на роторе.

С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения необходимо постоянно контролировать объём (уровень) бурового раствора в приёмной ёмкости, газосодержание бурового раствора, плотность и другие свойства бурового раствора, скорость выходящего потока, механическую скорость проходки, крутящий момент на роторе.

Порядок и способ организации контроля по обнаружению неуправляемого притока, определению его объёма, принятию решения о возникновении ГНВП и необходимости его ликвидации зависит от вида технологических операций и работ на буровой.

При бурении, проработке забойной или промежуточной промывке осуществляется непрерывный контроль, что позволяет выявить признаки притока флюида в скважину.

Для своевременного обнаружения ГНВП по контролю уровня (объёма) бурового раствора необходимо:

Изолировать приёмную ёмкость, через которую ведётся циркуляция.

Установить контроль за исходным уровнем бурового раствора после возобновления циркуляции.

Перераспределение объёмов бурового раствора в приёмных ёмкостях, переключение насосов, введение добавок в буровой раствор могут проводиться только с разрешения бурильщика с корректировкой положения исходного уровня.

Для своевременного обнаружения притока по контролю за изменением расхода на выходе необходимо определять:

При наличии станции ГТК накопленный избыточный объём на выходе из скважины, то есть сумму произведений дифференциального расхода на время.

При отсутствии станции ГТК момент времени, когда расход на выходе из скважины увеличиться более, чем на 10 %.

Для своевременного обнаружения притока по изменению газосодержания необходимо:

Установить величину фонового содержания газа до вскрытия флюидосодержащего горизонта.

Зафиксировать момент превышения газосодержания на 0,5 % выше фонового.

При обнаружении того факта, что объём притока флюида не превышает допустимого необходимо остановить циркуляцию и наблюдать за выходом раствора из скважины. Постоянно контролировать количество спущенных свечей и объём вытесненного из скважины бурового раствора, сопоставляя его с тарировочной таблицей. При увеличении объёма в приёмной ёмкости по сравнению с таблицей на 1м3 принять меры по ликвидации ГНВП.

При простое без циркуляции признаком неуправляемого притока в скважину и ГНВП является перелив и увеличение объёма бурового раствора в приёмной ёмкости.

Для своевременного обнаружения неуправляемого притока необходимо:

Зафиксировать величину уровня в изолированной приёмной ёмкости через три минут после выключения насосов или в начале простоя.

Через определённые промежутки времени (5-10 мин) контролировать величину уровня в приёмной ёмкости.

Индикатором начала перелива может служить сигнал об отклонении положения лопатки измерителя расхода на выходе.

При обнаружении того факта, что увеличение объёма приёмной ёмкости не превышает допустимое и если перелив прекратился, то это свидетельствует о попадании в зону предупреждения ГНВП. В случае, если перелив продолжается или накопленный объём больше допустимого — это свидетельствует о попадании в зону ликвидации ГНВП.

При прекращении циркуляции бурового раствора проявления распознают по продолжающемуся незатухающему движению бурового раствора в желобной системе, движение со снижающейся скоростью во времени под влиянием сжимаемости и вязкой упругости бурового раствора. При возникновении ситуации, когда уровень в скважине упал ниже устья, необходимо доливать в скважину до устья буровым раствором, в том числе облегчённым или водой и контролировать движение бурового раствора в желобной системе. Наличие перелива означает приток флюида в скважину в зоне ликвидации ГНВП — в этом случае приступают к ликвидации начавшегося проявления.

новое ГНВП. Билет 1 Причины поступления пластового флюида в ствол скважины

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.

2. Правила ликвидации проявлений.

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),

— 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:

— 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.

1. Газопроявление. Понятие, особенности возникновения, осложнения при ликвидации.

Подъем газа в закрытой скважине при невозможности его вымыва.
При этом пачка газа всплывает к устью из-за разности плотности раствора и газа, давление в ней сохраняется близкое к пластовому. На забое давление растет за счет увеличения столба жидкости остающегося под пачкой. При подходе к устью Рзаб=2Рпл, а на устье чуть ниже Рпл за счет фильтрации раствора в газовый пласт.

Опасность – высокое давление, возможность гидроразрыва водоносного и нефтяных пластов. Скорость пачки – 150-200м/час, а максимальная при расчетах 300м/час.

х Р=5атм х Ру=140атм х Ру=280атм

Рпл=330атм Рзаб=465атм Рзаб=605атм

Глубина 3000 м
Подъем газа в открытой скважине.
Объем газа в открытой скважине подчиняется закону Бойля-Мариотта, то есть произведение давление на объем – постоянно. При подъеме пачки газа в открытой скважине верхняя граница пачки движется с постоянным ускорением, при этом забойное давление падает, сначала незначительно, но при подходе пачки к устью скважины возникает депрессия пласта и в скважину поступает новая пачка газа.

Ру=0 Ру=0 Ру=5атм
Р=165атм

Рзаб=330атм Рзаб=325атм Рзаб=280атм

Глубина 3000 м
После выброса пачки пришедшей на устье и жидкой перемычки происходит открытое фонтанирование чистым газом. При открытом устье объем газа увеличивается в десятки раз. Из-за малой вязкости газ проникает в любые негерметичные соединения устьевого оборудования.

Опасность – отравление персонала, угроза взрыва и пожара. При наличии газовых пластов ПВО опрессовывается воздухом или инертным газом.
2. Признаки раннего обнаружения ГНВП.

— увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях;

— уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме НКТ;

— повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;

— движение жидкости при остановке в работе.
3. Назначение колонных головок.

Колонные головки предназначены для подвески обсадных колонн, а так же для герметизации кольцевого пространства между ними.

ГКК – головка колонная клиновая

ОКК – оборудование колонн клиновое

ОКК состоит из корпуса, в корпус заворачивается патрубок с фланцем, на котором установлена задвижка с глухим фланцем и манометром. Подвеска эксплуатационной колонны выполняется на 2-х и 3-х клиньях, связанных между собой шарнирно и имеющих синхронное перемещение.

Герметизация межтрубного пространства выполнена двухъярусными самоуплотняющими пакерами. Промежуточные колонны уходят впотай корпуса.

ГКК эксплуатационная колонна подвешивается на 4-х клиньях, не связанных с собой. Герметизация межтрубного пространства достигается узлом уплотнения, состоящим из обоймы, 2-х резиновых уплотнительных колец, массивного резинового уплотнителя, металлического кольца и нажимной гайки, через которую болтами прижимают резиновый элемент и обойму.

4. Действие вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента с установленным на устье скважины плашечным превентером.

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.

5. Где, и как часто проводят контроль воздушной среды.
Контроль воздушной среды проводится газоанализатором «АНКАТ» или «Сирень» в начале рабочей смены. При ГНВП анализ проводится каждый час.

1 точка отбора проб – у культ будки.

2 точка отбора проб – блок очистки глинистого раствора

3 точка отбора проб – блок заготовки раствора

4 точка отбора проб – устье скважины

КЦН «ГНВП». Бригады бурения.

1. Жидкостное проявление. Понятие, особенности возникновения.

При жидкостном проявлении устьевое давление будет меньше пластового на величину противодавления флюида в скважине. Протекает гораздо медленнее. Чем газовое.

Y=0.9 г/см3 Рпл=330 атм Н=3000 м

2. Признаки позднего обнаружения ГНВП.

К поздним признакам ГНВП относятся:

— кипение промывочной жидкости;

— увеличение содержания газа.

3. Назначение и типы плашечных превентеров

Плашечные превентера предназначены для герметизации скважины с целью предупреждения выброса открытого фонтанирования, как при наличии колонны труб, так и без нее. Позволяет загерметизировать устье скважины с помощью плашек. В каждом конкретном случае устанавливается необходимый размер плашек под конкретный диаметр труб, либо глухие. По способу управления делятся на механические и гидравлические.

По походному отверстию стандарт предусматривает диаметры: 180, 230, 280, 350, 425, 510 мм.

4. Действие вахты по сигналу «Выброс» при подъеме инструмента с установленным на устье скважины плашечным превентером.

Действия вахты такие, же как в случае спуска 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

5. Газоанализатор «Анкад». Назначение, устройство, проведение замеров.

Газоанализатор «АНКАТ» предназначен для контроля содержания в воздушной среде помещений, колодцев, приямков, сосудов и т.п.следующих компонентов:

Окиси углерода -СО;

Сероводорода – Н2 S;

и выдачи аварийной сигнализации при превышении предельно допустимой концентрации (ПДК).

Параметры, характеризующие условия эксплуатации:

— температура окружающей среды от -20 о С до 45 о С;

— вибрация частотой 5-35 Гц, амплитудой не более 0,35 мм;

— атмосферное давление в пределах от 84 до 106,7 КНА (630-800 мм. рт. ст.).

Газоанализатор выполнен взрывозащищенным и может эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

«АНКАТ» имеет диапазон измерений для сероводорода от 0 до 20мг/м 3 .

Принцип действия основан на электрохимическом методе – при попадании газа в чувствительный элемент (электрохимическую ячейку) электромеханического датчика происходит окисление газа с выделением свободных электронов, с помощью электрической схемы газоанализатора электрический сигнал усиливается, нормируется и преобразуется в цифровую форму.

— провести внешний осмотр, убедиться в отсутствии внешних повреждений;

— включить прибор и убедиться, что на цифровом индикаторе появились показания;

— дать прибору прогреться – 3 мин.;- входить в зону загазованности, держа прибор перед собой в слегка вытянутой руке, постоянно контролируя показания.
КЦН «ГНВП». Бригады бурения.

БИЛЕТ № 4
1. Причины снижения противодавления на пласт.

— использование бурового раствора или жидкости глушения с заниженной плотностью, чем предусмотрено в проекте;

— снижение гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

— снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

— снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

— уменьшение забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

— снижение забойного давления в результате эффектов поршневания при подъеме колонны труб с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и геологических параметров бурового раствора;

— разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважин без промывок;

— разрушение обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;

— нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

-некачественное крепление технических колонн, перекрывающих нефтегазоводонасыщенные напорные горизонты.

2. Жидкости, применяемые при глушении скважин.

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:

— минимальное проникновение стойко- водонефтяной эмульсии и набухания глин;

— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы: растворы на углеродной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразование агенты.

Глинистые растворы при КПРС применяются редко, т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим.реагенты.

Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы при КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:

— не отвечают санитарным нормам.

Более универсальный раствор – хлористый кальций, используемый для приготовления растворов для промывки и глушения. Готовый раствор имеет плотность 1,38 г/см 3 . Плотность можно понизить разбавлением водой.

Наряду с раствором хлористого кальция широко используются растворы натриевые, имеющие меньшую плотностью.

3. Назначение универсальных превентеров.

Превентера предназначены для герметизации скважины с целью предупреждения выброса открытого фонтанирования, как при наличии колонны труб, так и без нее. Превентер позволяет загерметизировать устье скважины в любом состоянии не зависимо от типа и размера инструмента. Выпускаются размерами 230, 280, 350 мм. Рабочее давление 350 и 700 атм.

4. . Действие вахты по сигналу «Выброс» при спуске обсадных труб с установленным на устье скважины плашечным превентером.

Действие такие же как при спуске бурильного инструмента, только на приёмном мосту должна лежать компоновка из бурильной трубы, шарового крана в открытом состоянии и переводника с бурильной трубы на обсадную.

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

Газоанализатор «Анкад». Назначение, устройство, проведение замеров.

Газоанализатор «АНКАТ» предназначен для контроля содержания в воздушной среде помещений, колодцев, приямков, сосудов и т.п.следующих компонентов:

Окиси углерода -СО;

Сероводорода – Н2 S;

и выдачи аварийной сигнализации при превышении предельно допустимой концентрации (ПДК).

Параметры, характеризующие условия эксплуатации:

— температура окружающей среды от -20 о С до 45 о С;

— вибрация частотой 5-35 Гц, амплитудой не более 0,35 мм;

— атмосферное давление в пределах от 84 до 106,7 КНА (630-800 мм. рт. ст.).

Газоанализатор выполнен взрывозащищенным и может эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

«АНКАТ» имеет диапазон измерений для сероводорода от 0 до 20мг/м 3 .

Принцип действия основан на электрохимическом методе – при попадании газа в чувствительный элемент (электрохимическую ячейку) электромеханического датчика происходит окисление газа с выделением свободных электронов, с помощью электрической схемы газоанализатора электрический сигнал усиливается, нормируется и преобразуется в цифровую форму.

— провести внешний осмотр, убедиться в отсутствии внешних повреждений;

— включить прибор и убедиться, что на цифровом индикаторе появились показания;

— дать прибору прогреться – 3 мин.;

— входить в зону загазованности, держа прибор перед собой в слегка вытянутой руке, постоянно контролируя показания.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *