Что должен сделать персонал бригады по ремонту скважины при обнаружении гнвп ответ

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины V_доп , которую устанавливают равной 1/2 V_пр. , но не более 1.5м 3 . Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

· Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

· Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС 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.

Дата добавления: 2017-01-13 ; просмотров: 663 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов

Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов

• Прекращает СПО;
• Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан;
• Приподнимает колонну НКТ, демонтирует спайдер и закрепляет тормоз лебедки;
• Закрывает превентор трубный;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

2. Газонефтепроявление при отсутствии в скважине НКТ с установленным на устье превентором.

• Наблюдая за состоянием скважины, попытаться спустить наибольшее количество НКТ;
• В случае невозможности спуска НКТ в скважину, закрывает глухие плашки превентора;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

3. Газонефтепроявление во время перфорации скважины.

• Прекращает работы по перфорации, извлекает перфоратор;
• Спускает максимальное возможное количество НКТ (если позволяет состояние скважины);
• Закрывает трубные плашки превентора;
• Если нет возможности поднять перфоратор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента;
• Закрывает глухие плашки превентора;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

4. Газонефтепроявление при производстве геофизических работ.

• Немедленно прекращает геофизические работы;
• Пытается на повышенной скорости поднять прибор из скважины;
• Если нет возможности поднять прибор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента;
• Закрывает глухие плашки превентора;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

5. Газонефтепроявление при прихвате инструмента.

• Интенсивным расхаживанием пытается освободить инструмент от прихвата;
• В отрицательном случае инструмент пытается отвернуть как можно ближе к месту прихвата;
• Выбросывает верхнюю трубу НКТ на мостки;
• Навертывает на НКТ обратный клапан, квадрат, поднимает инструмент на вес, закрепляет тормоз лебедки;
• Закрывает трубные плашки превентора;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

6. Газонефтепроявление при СПО с ЭЦН.

• Прекращает СПО;
• Производит рубку КРБК (кабель ЭЦН) с помощью обмедненного инструмента и закрепляет отрубленный конец кабеля на последней НКТ при помощи клямс;
• Приподнимает подвеску НКТ, и демонтирует спайдер;
• Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан;
• Закрывает трубные плашки превентора;
• Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА;
• Сообщает о случившемся мастеру;
• Ведет контроль за давлением на устье скважине.

• Выводит людей и спецтехнику из опасной зоны;
• Отключает электроэнергию, останавливает двигатели внутреннего сгорания, тушит все бытовые и технические топки;
• Расставляет посты на прилегающей к скважине территории;
• Оповещает все соседние производственные объекты, которые могут оказаться загазированной зоне;
• Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах;
• Сообщает руководству предприятия, противофонтанной службе и пожарной охране о возникновении открытого фонтана;
• Принимает меры к недопущению растекания нефти.

Источник

Действие членов бригад КПРС при НГВП

При возникновении ГНВП до прибытия ИТП ответственным за выполнение первоочередных мероприятий предупреждающих НГВП в открытом фонтанировании является бурильщик

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержаться в документе «План – инструкция по ликвидации аварий и действий бригад текущего и капитального ремонта скважин при возникновении ГНВПР ОФ

При обнаружении признаков ГНВП бурильщик подает сигнал «Выброс!»

И вахта должна:

Раздел 1.ГНВП при разбуривании цементного моста, промывки, СПО.

При длительных остановках газ из пласта поступает в ствол скважины и всплывает под Ц.М. Давление этой газовой шапки будет равно пластовому. По той причине при разбуривании Ц.М. может произойти газовый выброс

а) На устье превентор

Бурильщик не прекращая промывки, приподнимает, и инструмент до выхода квадрата и муфты первой трубы до уровня АПР сажает на клинья и дает команду остановить насос. Вместе с пом. бурами отворачивает квадрат, выбрасывает на мостки на инструмент поворачивает шаровый кран в открытом положении инструмент подвешивает на талевой системе закрепляет тормоз лебедки и закрывает превентор. Затем закрывает и шаровый кран и потом затрубная задвижка, (шаровый кран – обратный клапан или КВД)

б) На устье УГУ2 – 120 * 21

На инструмент наворачивают запорную компоновку герметизатора, приподнимают инструмент, извлекают центратор АПР и опускают запорную компоновку в корпус герметизатора до посадки, закрывается плашечный затвор. Затем закрывается КВД, и после затрубная задвижка.

в) На устье АУШГН

На инструмент разворачивается монтажный потрубок, на крюк подвешиваются монтажные комки, демонтируются АПР, приподнимается, сажается на элеватор, приподнимается, убирается АПР, приподнимается убирается элеватор, поворачивается, сажается, крепится. Закрывается КВД и затрубье. Бурильщик после герметизации устья контролирует движения, не допуская их роста выше Рдоп для эксплуатационных колонн. При росте давления сравнивают его показатели: по дросселю и выкидной линии в ее емкости.

Пом.буры принимают участие во всех перечисленных работах и после герметизации устья сообщает об осложнении мастеру, начальнику цеха, начальнику ЦИТС, главному инженеру, БВО

Машинист подъемника следит за работой агрегата, выполняет указания бурильщика

Раздел 2 ГНВП с выделением Н2S

При содержании Н2S >ДК необходимо:

1) Всем надеть соответствующие противогазы

2) Удалить посторонних людей, сообщить диспетчеру об осложнении

3) Закрыть движение транспорта, установить знаки

4) Загерметизировать устье скважины по разделу 1

5) После герметизации устья производить контроль воздушной среды и задавку скважины вести с применением нейтрализатора Н2S

При повышении концентрации Н2S близких к 0.5 %

объемных 7575 мг/ м допустимых для фильтрующих противогазов необходимо:

1) Вывести людей из опасной зоны

2) Отключить электроэнергию, заглушить двигатели, закрыть движение транспорта, установит знаки

3) Оповестить руководителя предприятия, вызвать БВО

4) Дальнейшие работы по ликвидации аварии ведутся только силами БВО

Раздел 3ГНВП при геофизических работах и перфорации (На устье превентор)

Немедленно поднимают приборы из скважины и закрывают превентор. При невозможности подъема приборов производиться герметизация превентором с каротажным кабелем, затем закрывается затрубье, бурильщик следит за давлением. Пом. буры принимают участие в герметизации и сообщают мастеру, диспетчеру и т.д.

Раздел 4 ГНВП при подъеме пласта испытателя

( при закрытом превенторе)

Бурильщик совместно с начальником партии прекращает повышение ИПТ, открывает циркуляционный клапан и обратной промывкой вымывает нефть через выкидную линию в емкость. Выравнивает гидростатическое давление в трубах и затрубье и затем продолжает повышение ИПТ. В случае продолжения ГНВП через затрубье загерметизировать устье согласно разделу 1.

Раздел 5 ГНВП с прихваченными инструментами

Бурильщик натягивает инструмент и производит отворот как можно на большей глубине, приподнимает инструмент и производит герметизацию устья в порядке произведенном в разделе 1

Раздел 6 ГНВП в случае «полета» в скважину оборванных бурильных труб или НКТ

Бурильщик наворачивает на оставшиеся трубы шаровый кран и все последующие действия см. в разделе 1

Раздел 7ОФ при невозможности загерметизировать устье скважины.

Бурильщик прекращает все работы в загазированной зоне и немедленно выводит из нее людей. Принимает меры против растекания нефти подручными средствами, и при возможности орошают устье водой. Пом. буры отключают машинист глушитель агрегат электроэнергию, сообщает диспетчеру об аварии, закрывает движение транспорта, выставляет знаки, предупреждает ближайшие населенные пункты. Вызывается пожарников, скорую помощь, БВО. Дальнейшие работы по ликвидации ОФ ведутся БВО по особому плану разработанную штабом.

Раздел 8Воспламенившийся газонефтяной выброс

Бурильщик принимает срочные меры по выводу людей в безопасное место, оказывается доврачебная помощь пострадавшим, при возможности приступает к тушению пожараимеющимися средствами. Пом.бур сообщает диспетчеру о случившимся, запрещает движение транспорта, выставляет знаки, вызывает БВО, пожарных, при необходимости скорую помощь. Отключается электроэнергия. Дальнейшие работы по ликвидации аварии ведутся силами БВО и пожарных.

Раздел 9ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб

Бурильщик спускает в скважину бурильную трубу с шаровым краном (при возможности несколько труб), Дальнейшие действия указаны в разделе 1. При невозможности спуска труб закрывает превентор с глухими плашками.

Раздел 10ГНВП при спуске эксплуатационных колонн

а) Бурильщик заворачивает на колонну шаровый кран с переводником под обсадную колонну, наворачивает квадрат, подвешивает инструмент на талевой системе. Фиксирует тормоз лебедки и герметизирует устье по разделу 1

б) При несоответствии плашек превентора диаметру колонны наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном и переводником под обсадные колонны. Далее герметизирует по разделу 1

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

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

Газонефтеводопроявление (ГНВП) — регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

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

• газопроявление,
• нефтеводопроявление,
• газонефтеводопроявление.

Газопроявление является наиболее опасным
Его повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

• 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.

Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

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.

• 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 персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

• 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

2 категория

• нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
• нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

3 категория

• нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
• нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Признаки раннего обнаружения ГНВП

• Прямые признаки в процессе углубления:

— повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях;
— значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
— увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса;
— перелив бурового раствора при остановленном насосе;
— уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
— рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
— наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается — основной признак появления ГВНП.
— снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
— изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
— увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде..

• Косвенные признаки в процессе углубления:

— увеличение механической скорости проходки;
— снижение давления в буровом насосе;
— увеличение содержания сульфидов в буровом растворе;
— изменение крутящего момента на роторе;
— поглощение бурового раствора.

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

— увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
— уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

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

— перелив бурового раствора из скважины;
— увеличение давления на устье загерметизированной скважины;
— падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак).

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 передвскрытием 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.

1 шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2 й — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
Все краны должны быть в открытом состоянии.
Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;

• превенторы 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;
• учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
• оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой установки к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

Источник