Каковы первоочередные действия бригады по ремонту скважин при обнаружении гнвп

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

Тема 6. Первоочередные действия производственного персоналакапитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП

При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

промывке, СПО и других операциях

При наличии цементного моста в эксплуатационной колонне поступивший из пласта газ всплывает и накапливается под цементном мостом.Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности.

При возникновении ГНВП:

Бурильщик приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы и муфты первой трубы инструмента выше АПР (КМУ, гидроротора), дает команду остановить насос.

Вместе спомощник отворачивает ведущую трубу и укладывает на мостках (опускает в шурф), наворачивает на инструмент шаровой кран в открытом положении (КВД, обратный клапан), инструмент подвешивает на талевой системе, закрепляет тормоз лебедки, открывает задвижные крестовины, закрывает превентор.

Затем закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после этого затрубную задвижку на выпуклой линии.

Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, руководит работой вахты, следит за скважиной и контролирует за давлениями, не допуская при этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость.

Помощник бурильщика принимает участие в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.

Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР (КМУ, гидроротор) легкостью и после отворота боктов крепления приподнимает инструмент с АПР.

Инструмент сажается на вспомогательный элеватор и отворачивает монтажный патрубок. Затем на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимную гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), затем герметизируют устье – закрывают центральную задвижку (КВД) и после этого задвижку выкидной линии.

Раздел II. ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

1.Бурильщик с помощниками спускает в скважину одну трубу ( при возможности несколько труб), наворачивает шаровой кран и герметизирует устье по разделу I.

2.При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы

Раздел III. ГНВП с прихваченным инструментом

Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на возможно большей глубине. Приподнимает инструмент, при необходимости выбрасывет одну трубу и совместно с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.

Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных

бурильных труб или НКТ.

Бурильщик с помощниками наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все последующие действия вахты по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

Бурильщик совместно с начальником партии немедленно поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при возможности произвести спуск максимального количества труб. При невозможности подъема прибор обрубает каротажный кабель.

Дальнейшие работы по герметизации скважины выполняется в порядке, приведенной в разделе I.

Раздел VI. ГНВП при подъеме пластоиспытателя.

Бурильщик совместно с начальником партии прекращает подъем ИП. Открывает ЦК, подвешивает инструмент на талевой системе, закрывает превентор и обратной промывкой вымывает нефть (поступивший из пласта флюид) из труб через ЦК и выкидную линию в емкость.

Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

В случае продолжения проявления через затрубной пространство герметизирует устье по разделу I, обратной промывкой закачивает утяжеленную промывочную жидкость и поднимает ИП

ИП – испытатель пласта

ВК – выпускной клапан

УК –уравнительный клапан

ЗПК – запорно-поворотный клапан

ПК – циркуляционный клапан

Раздел VII. ГНВП при спуске эксплутационной колонны. Бурильщик сажает колонну на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником под обсадные, наворачивает воздушную трубу и подвешивает на талевой системе, фиксирует тормоз лебедки, демонстрирует клинья.

Затем закрывает превентор, после этого шаровой кран и затрубную задвижку. При несоответствии плашек превентора диаметру обсадных труб на колонну, наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном и с переводником под обсадные. Дальнейшие действия по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

Раздел VIII. ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо: Подать сигнал тревоги и всем надеть соответствующие противогазы (КД, БКФ, В) Людей, несвязанных с ликвидацией, вывести из опасной зоны. Оповестить вышестоящие инстанции (п.6.В.6 ПБ НГП) Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности – загерметизировать скважину в последовательности, приведенной в разделе I. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины производить промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

При повышении концентрации Н2S воздухе, близкой к 0,5% объемных (7575мг/м?), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо: Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны; Сообщить о создавшейся аварийной обстановки руководителю предприятия, вызвать ВО; Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в пределах взрываемости; Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

Источник

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более полутора суток.
6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.

Действия при ГНВП

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и 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. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

1. 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. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком 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 первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
4. 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 газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

Видео: Причины проявления ГНВП

Источник