План ликвидации аварий при капитальном ремонте скважин

Учебный курс «Ремонт скважин» Глушение скважины Расстановка техники Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью

Название	Учебный курс «Ремонт скважин» Глушение скважины Расстановка техники Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью
страница	10/10
Тип	Учебный курс

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Учебный курс

План ликвидации аварий при текущем и капитальном ремонте скважин и освоении.

• 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.
• Размещение оборудования на кусте осуществляется по схемам, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с инспекцией Госгортехнадзора РФ и противофонтанной службой.
• 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).
• 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.

Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций

• 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.
• 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”.
• Анализ газовоздушной среды у устья скважины должен осуществляться ежесменно в соответствии с разработанным и утвержденным регламентом.
• 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”.
• 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.
• 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.
• Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными газонефтеводопроявлениями нобходимо провести:
• инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно “Инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений”;
• проверку состояния подъемной установки, ПВО, инструмента и приспособлений;
• учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог — согласно графику;
• оценку готовности объекта к оперативному завозу утяжеленного раствора глушения, пополнение его запасов путем приготовления на кусте..
• 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.
• При спуске колонны НКТ после прострелочных работ газоопасных горизонтов должен проводиться контроль раствора на газонасыщенность.
• 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.
• 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 течение времени, достаточного для подъема и спуска колонны НКТ, бурильных труб.
• При установке нефтяных, кислотных ванн, ванн ПАВ гидростатическое давление столба раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При необходимости снижения согласно плану ведения работ гидростатического давления ниже пластового, СПО возобновляются только после восстановления циркуляции раствором глушения скважины, в необходимых случаях более утяжеленным раствором глушения.
• Подъем колонны труб с поршневым сифоном (пакер, зашламованность глубинного насоса, забойного двигателя, долота и т.п.) следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство изливаемого и доливаемого раствора.

Устранение аварийных ситуаций
Возгорание (взрыв) емкости долива (ГСМ, емкости для приготовления раствора, емкости ЦР и т.п.)

• Оповестить вахту и привлеченный персонал об аварии.
• Принять меры по удалению людей из опасной зоны.
• Сообщить о случившемся мастеру бригады, который должен информировать начальника смены ЦПДС.
• Принять меры по предотвращению возникновения аварии технико-технологического характера — загерметизировать устье скважины, заглушить двигатель подъемного агрегата.
• До прибытия пожарной службы задействовать все имеющиеся средства пожаротушения и технику (ЦА-320, ЦР, ППУ) для ликвидации возгорания.
• Принять меры против разлива нефти, раствора на прилегающую территорию.

Аварии с подъемным агрегатом

• Принять меры по обеспечению безопасности персонала.
• Сообщить о случившемся мастеру бригады
• В случае разрушения, остановки или ограничения действия механизмов, узлов, повлекших изменение режима СПО, принять меры по герметизации устья с привлечением другой техники (ЦА-320, автокран, ЦР) для предупреждения возникновения ГНВП.
• При появлении признаков ГНВП руководствоваться “Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений”.

Аварии с разрушением колонны насосных штанг, НКТ, бурильных труб

• Сообщить о случившемся мастеру бригады.
• Установить непрерывный контроль за состоянием скважины.
• Подготовиться к возможности герметизации скважины при появлении признаков ГНВП.
• Принять меры по недопущению разлива нефти при возникновении ГНВП.
• Ликвидацию аварии производить в соответствии с утвержденным главным инженером планом.

Аварии с разрушением устьевого оборудования

• Сообщить об аварии мастеру бригады, который информирует об аварии начальнику смены ЦПДС.
• Принять меры по обеспечению безопасности персонала (установить охранную зону).
• Установить контроль за состоянием скважины с замером газосодержания воздушной среды у устья скважины.
• По возможности принять меры по герметизации устья имеющимися средствами.
• Подготовить средства пожаротушения и индивидуальные средства защиты.
• При появлении признаков ГНВП действовать согласно с “Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений”.
• При невозможности загерметизировать устье и возгорании его вызвать отряд пожарной команды ВПЧ и отряд противофонтанной службы.

Источник

Оперативная часть 1 page

УТВЕРЖДЕНО

Распоряжением №… от «» декабря 2010г.

Введено в действие с « 01 » января 2011г.

ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

на кустовых площадках ЦДНГ-19, ГЛАВНОГО управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз»

№ П3-05 ПЛА-098 ЮЛ-099

Г. НЕФТЕЮГАНСК

Г..

Лист согласования

ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

производственного объекта Цеха добычи нефти и газа №19, управления Добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз»

И.о. главного инженера ГУДНГ

«_18_» ____11______ 2010 г. ___________________ А.Ю. Топал

«_16__» ___ 11_______ 2010 г. ________________ И.Ф.Гарфутдинов

Начальник ПТО ГУДНГ

«_13__» ____11_______ 2010 г. ___________________ О.А.Миллер

«_13__» ____11______ 2010 г. ___________________ Е.В.Кондрахин

«_15__» _____11_____ 2010 г. ___________________ В.А.Бурчевский

Заместитель Главного инженера-

начальник УПБ и ОТ

«_13__» _____11_____ 2010 г. ___________________ Н.Н.Смелко

«_13__» ___11_______ 2010 г. ___________________ И.Д.Яцишен

Содержание

ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

на кустовых площадках ЦДНГ-19, ГЛАВНОГО управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз»

1 Лист согласования.. 2

3 Оперативная часть.. 5

4 Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующими в ликвидации аварии.. 74

5 Распределение обязанностей между должностными лицами, при гнвп или оф (грифообразование) 79

6 Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии 84

7 Перечень аварийного инструмента и материалов, находящихся на объекте, для ликвидации аварии с указанием их количества и основной характеристики.. 89

8 Перечень средств индивидуальной защиты и средств для спасения людей застигнутых аварией, находящихся на объекте, с указанием их количества и основной характеристики 90

9 Перечень противопожарного оборудования и первичных средств пожаротушения, находящихся на объекте.. 91

10 технологические схемы. 92

11 Лист оформления изменений в ПЛА.. 93

12 Лист регистрации изменений и дополнений.. 94

ПРИЛОЖЕНИЯ:

1 Акт проверки состояния средств контроля технологического процесса 95

2 Акт проверки состояния вентиляционных устройств (при наличии). 96

3 Акт проверки наличия и исправности средств индивидуальной защиты и средств для спасения людей.. 97

4 Акт проверки наличия и исправн ости противопожарного оборудования и первичных средств пожаротушения 98

5 Акт проверки наличия и исправности технических средств для ликвидации аварий в начальной стадии 99

6 Акт проверки наличия и исправности средств связи. 100

7. СООБЩЕНИЕ ОБ ОТКРЫТОМ ФОНТАНЕ.. 101

8. ЛИСТ ознакомления персонала с ПЛА производственного объекта 102

Оперативная часть

ОПЕРАТИВНАЯ ЧАСТЬ ПЛАНА ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

на кустовых площадках ЦДНГ-19, ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

(наименование и номер объекта, наименование и номер цеха)

Источник

Возможные аварии при бурении, капитальном и подземном ремонте скважин. Меры по их предупреждению. Лекция 8

Тема: «Возможные аварии при бурении, капитальном и подземном ремонте скважин. Меры по их предупреждению».

2 часа практические занятия

1. Аварии при производстве буровых работ;

2. Методы ликвидации аварий;

3. Предупреждение аварий;

4. Прочие аварии;

5. Основные обязанности при составлении ПЛА в бурении и КРС.

1. Аварии при производстве буровых работ: капитальном и текущем ремонте.

Как уже отмечалось основными причинами аварий являются: разрушение оборудования, нарушение технологических процессов, коррозия металла и т,д.

— связанные с самим процессом бурения ствола скважины

— связанные с выводом из строя подземного оборудования (прихват инструмента, обрыв инструмента)

1. Выход из строя оборудования.

2. Нарушение технологического процесса.

3. Потеря рабочего времени.

4. Загрязнение окружающей среды (небольшое).

В 2006 г. на объектах нефтегазодобычи и геологоразведочных работ зафиксировано 217 аварий (11-нефтедобыча,93-газодобыча,13-геологоразведка).

1.2 Понятие об авариях в бурении скважин

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварий считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Аварии делят на следующие виды:

— аварии с бурильной колонной;

— прихваты бурильной колонны;

— аварии с обсадными колоннами;

— аварии вследствие неудачного цементирования;

— аварии с забойными двигателями;

— аварии с долотами;

— аварии вследствие падения в скважину посторонних предметов;

1.3 Понятие об аварии в КРС

Капитальный ремонт скважин — сложный технологический процесс. Для его осуществления используется большое число разнообразного оборудования, инструментов и материалов.

Оборудование, находящееся в скважине. Работает в условиях невидимых человеком. О его состоянии приходится судить только по показаниям приборов. Это требует повышенного внимания к эксплуатации и уходу за оборудованием, инструментами и приборами, а также строгого соблюдения предписаний по технологии капитального ремонта скважин.

Под аварией в капитальном ремонте следует понимать нарушение технологического процесса различного рода технологий, поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется проведение специальных работ.

Характерными поломками являются: поломки по телу или узлам соединения насосно — компрессорных труб, поломки забойных двигателей, долот, вспомогательных и ловильных инструментов.

Часто насосно — компрессорные трубы неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в скважине.

Аварии возникают в основном в следствии брака в работе исполнителей технологического процесса или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.

1.4 Аварии с буровыми долотами

В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий.

1. Аварии с шарошечными долотами — отвинчивание долот и их поломка. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при применении переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготавливаются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами и вне соответствии ГОСТов). Причинами поломок долот являются:

— передержка на забое;

— бурение с нагрузками, превышающие допустимые;

— удар долотом о забой или уступ;

— разбуривание пород долотами, несоответствующими их крепости;

— малая прочность опор;

— слабая прочность сварных швов;

— дефекты нарезки резьбы;

— неплотное прилегание заплечников лап долота к торцу переводника;

— работа долотами по металлу;

— длительная промывка скважины перед подъёмом сработанного долота.

В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.

2. Аварии с алмазными долотами — заклинивание долот при спуско-подъёмных операциях и бурении, отвинчивание долот. Причинами заклинивания алмазных долот являются:

— резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в её призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;

— преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъёмом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания);

— недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами;

— бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, утяжелённых бурильных труб и забойного двигателя;

— заклинивания долот инородными предметами (металл, куски породы). Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины.

При бурении скважин с применением алмазных долот из них могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность всё долото.

Применение долот режущего типа сопровождается меньшим числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии практически единичны, но всё же имеют место.

3. Аварии с долотами режущего типа (лопастные долота) – отвинчивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса.

Эти долота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные.

Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединения к корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоответствующим режимом его работы на забое.

Поломки корпуса долот имеют те же причины, что и шарошечные, рассмотренные выше.

2. Методы ликвидации аварий

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать её на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента может привести к усложнению аварии, а нередко к ликвидации скважины.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спуско-подъёмного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка. Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными или автоматическими ключами.

Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются неравномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны. А также прекращение проходки, при электробурении — снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном — остановки турбобура, и также отсутствие проходки. Выбор методов ликвидации аварий зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов.

Категорически запрещается извлекать безкорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах.

Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем, устанавливаемым над ним .

Для извлечения лап с шарошками долот большого диаметра в мягких породах нередко зарезают второй ствол (турбобуром с отклонителем, в который затем пикообразным долотом сталкивают лапы с шарошками) и цементируют его. Для этого на 8-10 м выше места оставленного долота вырабатывают уступ и зарезают новый ствол с таким расчетом, чтобы его забой оказался ниже старого забоя на 15-20 м.

3. Предупреждение аварий

3.1 Предупреждение аварий с шарошечными долотами.

1. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью.

2. Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.

3. Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы; у гидромониторных долот наличие насадок, надёжность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов.

Источник