Вопрос 3. Виды аварий в эксплуатационных скважинах и способы их ликвидации
Наиболее сложные и трудоемкие виды работ, выполняемые при КРС – работы по ликвидации аварий, осложнений, возникающих в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Наиболее часто встречаются следующие виды аварий:
1. Прихват двух рядов НКТ металлическим сальником или песчаной пробкой;
2. Прихват одного ряда НКТ песчаной пробкой в процессе эксплуатации или промывки;
3. Прихват НКТ со скважинным насосом песчаной пробкой;
4. Полет одного или двух рядов НКТ;
5. Полет НКТ с насосом и штангами;
6. Полет в скважину погружного насоса с кабелем и без;
7. Обрыв насосных штанг;
8. Оставление тортального каната в следствии обрыва или прихвата;
9. Обрыв каротажного кабеля при проведении геофизических работ;
10. Оставление в скважине или падение в неё отдельных предметов;
11. Забитость эксплуатационной колонны посторонними предметами.
Перед началом работы по ликвидации аварии мастер КРС должен иметь точные данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб и штанг по диаметрам и глубинам их спуска, а также об оставшихся в скважине штанговых или центробежных насосах, защитных приспособлениях.
Источник
Классификация аварий на нефтегазопромысловых объектах в бурении и КРС. Лекция 6
Тема: «Классификация аварий на нефтегазопромысловых объектах в бурении и КРС».
2 часа практические занятия
1. Аварии, повреждения, осложнения, отказы;
2. Причины и последствия аварий;
3. Классификация аварий. В добыче и бурении;
4. Основные виды аварий и осложнений при бурении скважин и КРС;
5. Нефтегазопроявления при бурении и капитальном ремонте скважин. Меры по их предупреждению;
6. Последствия аварий.
1. Аварии, повреждения, осложнения, отказы.
Важнейшей задачей при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений является недопущение возникновения аварий на объектах нефтедобычи. Аварией принято считать нарушение исправного состояние оборудования или объекта, сопровождаемое материальным или экологическим ущербом. Под осложнением понимается затруднение углубления скважины при бурении и нарушение правильности ремонта при КРС.
2. Причины и последствия аварий:
— физический износ оборудования и материалов, коррозия.
— нарушение технологического режима работы объектов.
— осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин.
— осложнения при проведении КРС и ТРС.
Последствия этих факторов:
— прорывы нефтепроводов и загрязнение территории.
— порывы водоводов высокого давления.
— переливы нефти через резервуары и создание взрывоопасных ситуаций.
Аварии на объектах нефтегазодобычи влекут за собой:
— загрязнение окружающей среды
— экономический ущерб, связанный с потерей продукции и затратами на ликвидацию аварию.
— психологические и медико-биологические последствия.
3. Классификация аварий. В нефтегазадобыче.
3.1. Классификация аварий в добыче нефти.
Возможные аварии на нефтепромысловых объектах классифицируются на рис 3.
Рис.3 Классификация аварий на нефтепромысловых объектах.
Повреждение – нарушение исправного состояния оборудования или объекта при сохранении его работоспособности и не сопровождающее материальным или экологическим ущербом. Примеров может служить повреждение силового кабеля, обрыв одного ремня станка качалки.
Отказы в оборудовании или в объекте – нарушение работоспособности, связанное с полной или частичной остановкой из-за нарушения герметичности объекта или оборудования. Например, закупорка трубопроводов технологической обвязкой (парафинизация), отказ электродвигателя насосного агрегата ДНС и др.
Отказы бывают категорийные (несчастные случаи со смертельным исходом) и некатегорийные (расследования на самом предприятии).
Категорийные аварии, связанные с несчастными случаями, расследуются по нормам правил, ОГТИ (РГТИ). Некатегорийные расследуются по РД самими работниками предприятия. Издается приказ о создании комиссии по расследованию причин, определяются мероприятия по недопущению подобных случаев, указываются жесткие сроки исполнения.
Некатегорийные аварии подразделяются на:
— аварии по потере герметичности от внешних воздействий.
— трещины, разрывы по основному материалу или конструкций соединительных деталей не связанные с коррозией.
— не герметичность по причине коррозии внешней и внутренней (движение жидкости, объекты ППД).
— потеря производительности из-за отложений механических примесей или попадания некоторых предметов, смол.
Внешняя коррозия связана в основном с протеканием электрических токов по поверхности трубопровода. Для борьбы с внешней коррозией используется электроды для отвода статического электричества.
Внутренняя коррозия вызывается воздействием агрессивных жидкостей на внутреннюю поверхность трубопровода (обводненная нефть, водоводы высокого давления системы ППД). Для защиты от внутренней коррозии используются трубы со специальным покрытием (полиэтилен, пластик, эмаль).
Кроме того некатегорийные отказы подразделяются на 1 и2 группы:
1 группа – на участке от ДНС до магистрального трубопровода. Это наиболее сложная для устранения группа отказов, т.к. требуется останавливать добывающий фонд скважин, замерные установки и ДНС. Некатегорийные отказы 1 группы сопровождаются большими потерями нефти и загрязнением окружающей среды.
2 группа – от скважин до ДНС.
3.2. Классификация аварий.
Авария в скважине — непредвиденное прекращение работы на скважине, вызванное нарушением состояния скважины или находящегося в ней инструмента.
Отличительные признаки таких аварий — наличие оставленных в скважине технологического, аварийного и специального инструмента, а также геофизических приборов и посторонних предметов, для извлечения которых необходимо применять специальные методы, способы технические средства.
Авария с подъёмным агрегатом — незапланированная остановка связанная с повреждением механизмом узлов и деталей.
По степени тяжести последствий аварии делятся на простые и сложные.
К сложным относятся аварии, вызвавшие ликвидацию скважины или существенное изменение её глубины и конструкции.
Единого критерия для разграничения степени тяжести аварии не существует. В практике показатель тяжести определяется методом экспертной оценки состояния скважины, а также положения целостности оставленных в скважине устройств.
Различают аварии, происшедшие по субъективным и объективным причинам.
Первые как правило возникают по исполнителя рабочего процесса.
Наибольшее количество аварий возникает по субъективным причинам
3.2. Классификация основных аварий в скважинах по группам и
Группы и типы аварий в скважинах.
4. Основные виды аварий и осложнений при бурении скважин и КРС.
Под осложнением при бурении и КРС понимают возникновение в скважине таких явлений, при которых становится невозможным осуществление нормального процесса бурения.
К осложнениям относят:
— поглощение бурового раствора;
— осыпи и обвалы горных пород ;
— сужение ствола скважины;
— нефте- газо- водопроявления ;
— грифоны и межколонные проявления;
К авариям относят:
— поломки элементов колонны бурильных труб и наземного оборудования;
— прихваты колонны бурильных труб и бурового инструмента;
— полеты труб, бурового инструмента и посторонних предметов.
На ликвидацию возникающих в скважинах аварий и осложнений затрачиваются время, МТР, рабочая сила и нарушается экология, что ведет к возрастанию стоимости одного метра проходки.
Поэтому вопросам изучения причин возникновения аварий и осложнений уделяется большое внимание в буровых организациях и в научно-исследовательских центрах. Остановимся более подробно на видах осожнений и рассмотрим методы борьбы с ними.
5. Нефтегазопроявления при бурении и капитальном ремонте скважин. Меры по их предупреждению.
В процессе бурения или КРС возможны Нефтегазопроявления при превышении забойного давления над статическим давлением столба жидкости в скважине. Это явление нарушает нормальный процесс и влечет за собой порчу оборудования, загазованность устья скважины и возможен пожар. В результате происходит выброс бурового раствора, затем воды или нефти с образованием фонтана. Особенно опасно насыщение газом при длительном перерыве в работе буровых и капитальных ремонтов скважин.
К признакам начала газопроявления относятся:
— выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом.
— кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора.
— слабый перелив раствора из скважины.
— повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему).
— появление газа по показаниям газокаротажной станции.
В этих случаях следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или СПО до особого распоряжения и одновременно принять меры по дегазации раствора.
Для предотвращения выброса надо чтобы гидростатическое давление в скважине было на 5-15% выше пластового. Избыточное давление достигается утяжелением бурового раствора, но иногда этого бывает недостаточно.
Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо не5медленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Это оборудование устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и др.
В настоящее время изготавливается несколько типов превенторов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают 2 превентора, оснащенных плашками, размеры которых соответствуют наружному диаметру труб, находящихся в скважине. Таким образом принятые меры предотвратят серьезные осложнения при НГВП.
5.1. Предупреждение аварий при бурении скважин.
Предупреждение аварий это прежде всего выполнение требований проектов на строительство скважин (технического и технологического), а так же действующих инструкций и руководящих документов, обязательных для данного района.
Для предупреждения наиболее распространенных видов аварий буровой бригаде необходимо:
1) ознакомится с геологическим строением месторождения и зонами возможных осложнений
2) твердо усвоить и четко представлять себе особенности бурения стратиграфических горизонтов
3)строго соблюдать требования геолого-технического наряда, проекта технологии бурения скважины , режимно – технологического наряда,
4) постоянно следить за соответствием проекту параметров промывочной жидкости, состоянием скважины, за бурильной колонной, инструментом.
5) хорошо изучить инструкции по эксплуатации долот, трубопроводов, электробуров, спуску колонн и строго соблюдать их.
Особое внимание следует обращать на предупреждение аварий, происшедших вследствие недосмотра при смене вахты. Принимая смену. Необходимо:
— при нахождении бурильной колонны в скважине приподнять ее не меньше чем на 15 м и убедиться по показаниям контрольно измерительной аппаратуры в ее целостности и состоянии ствола скважины в призабойной зоне.
— проверить исправность механизмов: лебедки, редуктора, ротора
— внимательно осмотреть талевый канат, тормозную ленту, элеватор, ключи и цепные передачи, состояние клиньев и челюстей ключа
— проверить состояние противовыбросового оборудования, исправность работы КИП и противозатаскивателя
— проверить качество и количество промывочной жидкости
— устранить неисправности оборудования
— сообщить немедленно о неисправностях или нарушениях, препятствующих нормальной работе бригады, буровому мастеру или работнику службы оперативного уведомления.
При возникновении аварий бурильщик обязан немедленно уведомить бурового мастера об аварии и принять первоочередные меры по ее ликвидации, чтоб не допустить осложнений.
6. Последствия аварий.
— разрушение оборудования (пожар, взрыв).
— нарушение технологических процессов на КНС и ДНС.
— выключение объектов из работы (скважина – ГЗУ – ДНС).
— загрязнение окружающей среды от переливов нефти на ДНС, от прорывов нефтегазопроводов.
— экономический ущерб – потеря продукции и затраты на восстановление.
— психологические и медико-биологические последствия аварий (отравления, человеческий фактор).
Источник
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
План ликвидации аварий при крс
при текущем и капитальном ремонте скважин и освоении.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
1.1. Кустовые основания или площадка для одиночной скважины должны соответствовать проекту, разработанному на основании действующих норм с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора.
1.2. Размещение оборудования на кусте осуществляется по схемам, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с инспекцией Госгортехнадзора РФ и противофонтанной службой.
1.3. Все помещения и открытые пространства вокруг ремонтируемой скважины классифицируются по зонам взрывобезопасности:
а) Зона “0”- пространство, в котором постоянно или в течение длительного периода времени присутствует взрывоопасная смесь воздуха или газа (емкость долива скважины, емкость ГСМ).
б) Зона “1” — пространство, в котором при нормальных условиях работы возможно присутствие газа (вокруг фонтанных арматур).
в) Зона “2” — пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси воздуха или газа при нормальных условиях работы (пространство под рабочей площадкой, приемными мостками, под передвижным подъемным агрегатом).
1.4. Основными пожароопасными работами при ТКРС и освоении являются приготовление и использование промывочных жидкостей на углеводородной основе, промывка скважин нефтью, сварочные работы, на территории ремонтируемой скважины, прострелочные работы.
2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ АВАРИЙ.
2.1. Пуск в эксплуатацию смонтированного передвижного агрегата, допуск бригады в работу по ремонту скважины осуществляется, специально назначенной главным инженером предприятия, комиссией, в необходимых случаях с привлечением инспектора Госгортехнадзора и противофонтанной службы. Разрешается производство работ по ремонту скважины после проверки объекта на соответствие требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правил технической эксплуатации передвижного подъемного агрегата и охраны окружающей Среды.
2.2. Бригада ТКРС должна быть укомплектована, обучена курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях”, методам пожаротушения и укомплектована средствами пожаротушения, средствами индивидуальной защиты согласно “Перечня технического оснащения бригады”.
2.3. Анализ газовоздушной среды у устья скважины должен осуществляться в соответствии с разработанным и утвержденным регламентом.
2.4. Проведение электросварочных работ должно производиться в строгом соответствии с инструкцией № 084-94 “О порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах”.
2.5. Электрооборудование, электрические светильники, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающей требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрывозащиты — категории и группе взрывоопасной смеси.
Установка во взрывоопасных зонах взрывозащищаемого оборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения аккредитованной испытательной организации, не допускается.
Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировок, нарушенных схем управления и защиты не допускается.
2.6. При применении в качестве промывочной жидкости нефти, растворов на углеводородной основе, должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих и загазованности воздушной Среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры у устья скважины, у емкости приготовления раствора, а при появлении загазованности — приниматься меры по ее устранению.
2.7. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными газонефтеводопроявлениями нобходимо провести:
— инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно “Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений”, утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88г.;
— проверку состояния подъемной установки, ПВО, инструмента и приспособлений;
— учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог — согласно графика;
— оценку готовности объекта к оперативному завозу утяжеленного раствора глушения, пополнение его запасов путем приготовления на кусте..
2.8. Для предупреждения газонефтеводопроявлений в процессе подъема колонны насосно-компрессорных труб, бурильных труб следует производить долив раствора глушения в скважину через доливную емкость с поддержанием его уровня по устье скважины.
2.9. При спуске колонны НКТ после прострелочных работ газоопасных горизонтов должен проводиться контроль раствора на газонасыщенность.
2.10. Если объемное содержание газа в вытесняемом растворе превышает 5%, то должны применяться меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта) и устранение.
2.11. К подъему колонны НКТ, бурильных труб из скважины, в которой произошло поглощение раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течении времени, достаточного для подъема и спуска колонны НКТ, бурильных труб.
2.12. При установке нефтяных, кислотных ванн, ванн ПАВ гидростатическое давление столба раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При необходимости снижения согласно плана ведения работ гидростатического давления ниже пластового СПО, операции возобновляются только после восстановления циркуляции раствором глушения скважины, в необходимых случаях более утяжеленным раствором глушения.
2.13. Подъем колонны труб с поршневым (пакер) сифоном (зашламованность насоса глубинного, забойного двигателя, долота) следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство изливаемого и доливаемого раствора.
3. МЕРЫ ПО УСТРАНЕНИЮ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ.
3.1. Возгорание (взрыв) емкости долива (ГСМ, емкости для приготовления раствра):
3.1.1. Оповестить вахту и привлеченный персонал об аварии.
3.1.2. Принять меры по удалению людей из опасной зоны.
3.1.3. Сообщить о случившемся мастеру бригады, который должен информировать начальника смены ЦПДС.
3.1.4. Принять меры по предотвращению возникновения аварии технико-технологического характера — загерметизировать устье скважины, заглушить двигатель подъемного агрегата.
3.1.5. До прибытия пожарной службы задействовать все имеющиеся средства пожаротушения и технику (ЦА-320, ЦР, ППУ) для ликвидации возгорания.
3.1.6. Принять меры против разлива нефти, раствора на прилегающую территорию.
3.2. Аварии с подъемным агрегатом:
3.2.1. Принять меры по обеспечению безопасности персонала.
3.2.2. В случае разрушения, остановки или ограничения механизмов, узлов, повлекших изменение режима СПО, принять меры по герметизации устья и привлечению другой техники (ЦА-320, автокран, ЦР) для предупреждения возникновения ГНВП.
3.2.3. При появлении признаков ГНВП руководствоваться “Типовой инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений”.
3.3. Аварии с разрушением колонны насосных штанг, НКТ, бурильных труб :
3.3.1. Сообщить о случившемся мастеру бригады.
3.3.2. Установить непрерывный контроль за состоянием скважины.
3.3.3. Подготовиться к возможности герметизации скважины при появлении признаков ГНВП.
3.3.4. Принять меры по недопущению разлива нефти при возникновении ГНВП.
3.3.5. Ликвидацию аварии производить в соответствии с утвержденным планом.
3 .4. Аварии с разрушенным устьевым оборудованием:
3.4.1. Сообщить об аварии мастеру бригады, который информирует об аварии начальнику смены ЦПДС.
3.4.2. Принять меры по обеспечению безопасности персонала (установить охранную зону).
3.4.3. Установить контроль за состоянием скважины с замером газосодержания воздушной среды у устья скважины.
3.4.4. По возможности принять меры по герметизации устья имеющимися средствами.
3.4.5. Подготовить средства пожаротушения и индивидуальные средства защиты.
3.4.6. При появлении признаков ГНВП действовать согласно “Типовой инструкции . ”.
3.4.7. При невозможности загерметизировать устье и возгорании его вызвать отряд пожарной команды ВПЧ и отряд противофонтанной службы.
Источник