Курс
Лекций по программе
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».
Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
n потеря бурового и другого оборудования
n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
n случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
· Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.
· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.
ГНВП- это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении , ремонте и эксплуатации.
Выброс – кратковременное (управляемое), интенсивное вытеснение из скважины порции жидкости глушения энергией расширяющегося газа.
Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или не герметичности запорного оборудования, или грифоно образования.
Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление, P – Мпа; кгс/см.2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см2 Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
 |
где r - плотность флюида, г/см3;
H - глубина скважины, м.
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см.2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление, Pиз- кгс/см.2.Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см.2 Pиз.т. - это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.
Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см.2Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.
Пластовое давление, P пл - кгс/см.2. Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.
Забойное давление, Рзаб - кгс/см.2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб = Рr + Pr.ск + Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
- в нормальных условиях бурения Рзаб > Рпл;
- при ГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб = Рпл.
 |
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
для скважин с глубиной до 1200м Р = 10% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200м Р = 5% Р пл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
 |
II категория скважин:
■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м3/т;
■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;
■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.
III категория скважин:
■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м3/ т.
3. Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их категории (с расшифровкой скважин 1-2 категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов НГДУ, согласовывается с местным представителем военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом НГДУ.
4.Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромыслов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составлении плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремонта скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экземпляр этой таблицы передается представителю военизированною отряда для осуществления контроля.
5. По скважинам, отнесенным к I- 2 категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во 2 или 3 категорию, если при проведении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие сероводорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.
В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который согласовывается с представителями военизированного отряда.
6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делаются предупреждающие надписи:
Для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»
Для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»
для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатическому или ниже его, сероводород ниже ПДК.
Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содержание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, инженерно-технические работники (далее - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.
7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке скважины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требованиям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безопасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах при капитальном и текущем ремонте скважин".
8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной классификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремонту скважин сервисной организации.
9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классификации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.
Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.
Понятие раннего обнаружения ГНВП.
Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. 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 рассчетным, 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.
· Повышенноегазосодержание 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.
Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала
капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП
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.
КОМПЛЕКС ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕГО
КГОМ-1
НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ
Комплекс технологического герметизирующего оборудования модернизированный КГОМ
предназначен для герметизации устья нефтяных и других скважин с целью при выполнении
технологических операций текущего или капитального ремонта скважины.
Для удобства потребителей комплексы КГОМ выпускаются в двух базовых комплектациях
КГОМ-1 для капитального ремонта скважин и КГОМ-2 для подземного ремонта скважин.
Обеспечивает безопасное ведение работ, предупреждение выбросов и открытых
фонтанов, охрану недр и окружающей среды в соответствии с требованиями «Правил
безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 и РД 08-254-98
«Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений…»
Условия эксплуатации – в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350
Рабочий интервал температур от -40°С до +100°С
Категория размещения – 1 по ГОСТ 15150-69, исполнение УХЛ.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Условный проход, мм……………….………………………………..……………...152
Рабочее давление, МПа………………………………………………………………21
Пробное испытательное давление на основании, МПа …..……………….…42
Допустимая растягивающая нагрузка на вставках №1 и №2, кН………...600
Присоединительная резьба на вставках №1 и №2 ………………..муфтовая
гладких НКТ по ГОСТ 633 -80
МАРКИРОВКА
Сбоку на корпусе основания крепится заводская табличка, в которой отражены следующие
данные:
1. Завод-изготовитель;
2. Марка комплекса;
3. Условный проход и рабочее давление;
4. Дата изготовления;
5. Заводской номер.
На технологических вставках выбивается ударным способом шрифтом 5-Пр3 ГОСТ 26008-
85 заводской номер.
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ИСПЫТАНИЙ
Периодичность гидроопрессовки комплекса КГОМ – через шесть месяцев.
Тщательному визуальному осмотру подвергаются фланцевые плоскости в местах
крепежных отверстий на наличие трещин и раковин. В местах расположения резьбовых
отверстий не допускаются трещины и другие дефекты, ослабляющие несущую способность
резьбы.
КОМПЛЕКТ ИНСТРУМЕНТОВ
Вставка N1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Вставка имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N 1 снабжена двумя уплотнениями одного типоразмера, установленными на коническую поверхность с разной степенью натяжения и шаровым затвором со съемной рукояткой.
Вставка N2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка имеет внутреннюю резьбу НКТ 73 ГОСТ 633-80. Вставка N2 снабжена манжетой с овальным пазом под кабель КПБП. Овальный паз в манжете под кабель во вставке N2 закрыт пробкой, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Для облегчения и ускорения ввода кабеля в паз манжеты вставка N2 укомплектована монтировкой. В случае применения вставки N2 для герметизации трубных компоновок без кабеля овальный паз манжеты должен быть закрыт пробкой с маркировкой, соответствующей маркировке на манжете. Вставка N2 также как и вставка N 1 снабжена шаровым затвором.
Вставка N3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения с размерами сторон 80х80 мм при фрезеровании с применением механического ротора типа Р- 200. Вставка N3 снабжена двумя уплотнениями: одна - с отверстием квадратного сечения для герметизации ведущей квадратной трубы с размерами сторон 80х80 мм, другая - круглая для
Вставка N9 предназначена для восприятия, с передачей на превентор или основание КГОМ, реактивного момента ведущей трубы с одновременной герметизацией устья скважин в процессе проведения работ, связанных с использованием забойного двигателя или турбобура.
Для работы с шаровым краном необходимо из контейнера извлечь рукоятку и сам кран. Присоединить к шаровому крану подъемный патрубок сверху под размер трубного элеватора и дистанционный патрубок снизу под размер трубных плашек превентора. Все перечисленное
Проверяют положение шарового затвора в кране по расположению риски на поворотном штоке: если риска расположена вдоль продольной оси (вертикально) – шар открыт, если риска расположена поперек продольной оси (горизонтально) - шар закрыт. При необходимости с помощью съемной рукоятки шар переводят в требуемое положение. После установки шара в открытое положение снимают рукоятку и кран готов к эксплуатации. При необходимости герметизации устья скважины с трубной подвеской подготовленную запорную компоновку с шаровым краном 1КШ-50Х21 навинчивают на колонну НКТ, сводят трубные плашки превентора на дистанционном патрубке, а затем при помощи рукоятки закрывают шаровой затвор. При необходимости, конструкция шарового крана позволяет производить спуск шарового крана без рукоятки в эксплуатационную колонну.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ N1
Для работы со вставкой N 1 необходимо из контейнера извлечь рукоятку и саму вставку N 1. Присоединить к вставке N 1 подъемный патрубок сверху под размер трубного элеватора и резьбовой ниппель снизу под размер поднимаемых НКТ. Все перечисленное располагают в зоне действия оператора на скважине, соблюдая действующие нормы безопасного ведения работ на скважине. Проверяют положение шарового затвора во вставке N 1 по расположению риски на поворотном штоке: если риска расположена вдоль продольной оси (вертикально) - шар открыт, если риска расположена поперек продольной оси (горизонтально) - шар закрыт. При необходимости с помощью съемной рукоятки шар переводят в требуемое положение. После установки шара в закрытое положение снимают рукоятку и вставка N 1 готова к эксплуатации. При необходимости герметизации устья скважины с трубной подвеской подготовленную вставку N1 навинчивают на колонну НКТ, удаляют спайдер и опускают вставку N 1 в конусное отверстие основания КГОМ до полной разгрузки элеватора. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 7 оборотов по часовой стрелке), фиксируют вставку в основание КГОМ выдвижными упорами. При необходимости герметизации устья скважины без трубной подвески удаляют спайдер, опускают вставку в конусное отверстие основания и фиксируют ее выдвижными упорами, при этом никакой подвески в качестве пригруза для вставки N 1 не требуется.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ №2
Для работы со вставкой N2 необходимо из контейнера извлечь рукоятку, монтировку и собственно вставку N2. Установить, как описано в предыдущем пункте, шаровой затвор в открытое положение, проверить соответствие манжеты уплотняемому типоразмеру кабеля. При необходимости произвести замену манжеты на требуемый типоразмер. Присоединить к вставке N2 подъемный патрубок сверху под размер трубного элеватора и резьбовой ниппель снизу под размер поднимаемых НКТ. Все перечисленное расположить в зоне действия оператора на скважине, соблюдая действующие нормы безопасного ведения работ на скважине. Перед эксплуатацией вставки №2 с кабелем необходимо убедится в герметичности оплетки кабеля путем опрессовки с фрагментом кабеля типа КПБП. При необходимости герметизации устья скважины с трубно-кабельной подвеской подготовленную вставку N2 навинчивают на колонну НКТ. Извлекают пробку из овального отверстия манжеты, вставляют в это отверстие монтировку, поворачивают монтировку на 90 градусов так, чтобы сегмент манжеты с металлической створкой отогнулись на необходимое расстояние, вводят в образовавшийся паз кабель и устанавливают сегмент манжеты со створкой на место (заподлицо конусной поверхности).
ВНИМАНИЕ:
Удаляют спайдер, опускают вставку N2 в конусное отверстие превентора, ориентируя подвеску так, чтобы кабель в пазу расположился между ползунами основания превентора, и опускают вставку N2 в конусное отверстие основания превентора до полной разгрузки элеватора. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), фиксируют вставку N2 выдвижными ползунами. Устанавливают манометр для наблюдения за давлением в межтрубном пространстве. При нефтегазопроявлении с ростом давления до 5 МПа (50 кг/см2) и выше необходимо произвести глушение скважины согласно технологическому регламенту или предпринять адекватные технологические мероприятия по снижению давления в межтрубном пространстве скважины. При необходимости герметизации устья скважины с трубной компоновкой без кабеля с помощью вставки N2 пробку из манжеты не извлекают, в остальном – последовательность операций такая же. Пробку также необходимо ориентировать и располагать между ползунами.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ N3
Перед началом работы необходимо смонтировать линию нагнетания от промывочного агрегата к вертлюгу с запорным органом, рассчитанным на рабочее давление 21 М Па (210 кг/см2), например, с краном шаровым 1КШ-50х210, поставляемым по отдельной заявке потребителя и проверить соответствие манжеты вставки N3 уплотняемому типоразмеру квадратной трубы, при необходимости произвести замену манжеты и разъемной шайбы. На крест овину фонтанной арматуры устья скважины устанавливают превентор и монтируют механический ротор типа Р-200. Далее устанавливают вставку N3 на ведущую трубу квадратного сечения, для чего:
а) от ведущей трубы квадратного сечения отсоединяют нижний переводник;
б) устанавливают манжету на ведущую трубу снизу вверх на расстояние 1-го метра от нижнего ее конца (сечение манжеты должно соответствовать сечению ведущей трубы);
в) к манжете присоединяют вставку N3 и закрепляют ее на ведущей трубе при помощи разрезной шайбы и болтов М14, при этом от нижнего торца вставки N3 до резьбового нижнего торца ведущей трубы должно быть расстояние не менее 0,5 метра;
г) доливают машинное масло в полость вставки N3, для чего вывинчивают два болта, наиболее удаленные от плоскости разъема разъемной шайбы, доливают необходимое количество масла, (объем масляной полости -200 см3) и устанавливают болты на место;
д) на ведущую трубу устанавливают снизу опорную втулку и присоединяют нижний переводник. Описанные работы по установке вставки N3 на ведущую трубу (пункты а; б; в; д.) удобнее выполнять в горизонтальном положении трубы с консольно поднятым нижним концом на высоту не менее 200 мм, работы по пункту г необходимо выполнять в вертикальном положении ведущей трубы.
Дальнейший монтаж осуществляется по схеме, изображенной на рисунке, в следующей последовательности:
З) синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), фиксируют вставку N 3 в основании выдвижными ползунами. Вставка N3 готова к работе. При проведении фрезерования с одновременной промывкой раствором оптимальными параметрами следует считать частоту вращения ведущей трубы в пределах 1 оборот в секунду при давлении промывочного раствора на устье до 5 МПа (50 кг/см ) Вставка №3 допускает и более высокие уровни давления вплоть до 21 МПа (210 кг/см2), но с более интенсивным, и потому нежелательным, износом уплотнительных элементов. При нефтегазопроявлении необходимо прекратить вращение ведущей трубы и, не извлекая вставки N3 из превентора, принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений. При этом никаких дополнительных герметизирующих средств не требуется, так как вставка №3 обеспечивает герметизацию устья скважины в статическом состоянии до величины 21 МПа (210кг/см2).
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ N4
Перед началом работы необходимо смонтировать линию нагнетания от промывочного агрегата к вертлюгу с запорным органом, рассчитанным на рабочее давление 21 МПа (210 кг/см2), например, с краном шаровым 1КШ-50х21, поставляемым по отдельной заявке потребителя Извлекают из контейнера вставку N4 с размером отверстия, соответствующим диаметру уплотняемых НКТ. Устанавливают вставку N4 на НКТ, подвешенной на элеваторе, соединяют НКТ с трубной подвеской, удаляют спайдер и опускают вставку N4 в конусное отверстие подготовленного основания. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), фиксируют вставку выдвижными ползунами. Вставка N4 готова к работе. При проведении промывочных операций с одновременным продвижением НКТ вдоль уплотнительной манжеты оптимальным пределом следует считать величину давления до 5 МПа (50 кг/см2). Вставка N4 допускает и более высокие уровни давления, вплоть до 21 Мпа (210 кг/см2), но с более интенсивным, и потому нежелательным, износом уплотнительной манжеты. При нефтегазопроявлении необходимо загерметизировать колонну НКТ трубными плашками и принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ N5
Извлекают из контейнера вставку N5 с размером отверстия, соответствующего диаметру очищаемых НКТ. Манжету извлекают и надевают сверху на торчащий из спайдера конец НКТ. Две половинки обоймы разводят в стороны и сбоку наводят на манжету, надетую на трубу. Вставку N5, вместе с трубной компоновкой, перемещают вниз в конусное отверстие превентора. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), фиксируют вставку N5 выдвижными ползунами. Подъемные работы производят при установленной в превенторе вставке.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ N6
Извлечь из контейнера вставку N6. Перед установкой вставки в корпус превентора отвернуть регулировочные гайки вставки до упора. После спуска снаряда (прибора) на необходимую глубину, вставку раскрыть на шарнире при помощи рукояток и сомкнуть вокруг геофизического кабеля. Установить вставку в конусное основание и зафиксировать ползунами. После установки вставки в корпус, вращением регулировочных гаек (2 - 4 оборота по часовой стрелке) добиться необходимой герметизации кабеля. Герметизация кабеля осуществляется за счет пакеровки зазоров путем сжатия уплотнения при вращении регулировочных гаек по часовой стрелке. Возможна герметизация устья скважины вставкой №6 без кабеля. Для получения более легкой герметизации и для уменьшения износа резиновых уплотнителей рекомендуется в этом случае в отверстие для кабеля установить металлический имитатор, поставляемый в комплекте. Допускается протаскивание кабеля под давлением. Для увеличения срока службы герметизирующего элемента рекомендуется производить подъем кабеля с положением герметизирующего элемента на грани пропусков, ослабив регулировочные гайки. Использование вставки №6 позволяет сохранить геофизический кабель от перерубания при возникновении коротких выбросовых импульсов импульсных и опасности возникновения НГВП. Регулировочная гайка, Уплотнение, Шарнир
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ №7
Вставка №7 состоит из двух шаровых кранов: верхнего с проходом Ø50 или Ø60 и бокового с проходом Ø50, присоединенных к корпусу вставки через патрубки. Перед началом работ собранную вставку №7 навернуть на колонну труб и установить в конусное отверстие превентора или основания КГОМ, ориентируя подвеску так, чтобы боковой шаровой кран расположился между ползунами верхнего фланца. Шаровые краны при этом должны находится в открытом состоянии. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), зафиксировать вставку №7 выдвижными ползунами. Вставка готова к работе.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ №8
Вставка №8 состоит из ствола, в который ввернуты верхний сменный фланец, патрубок бокового отвода и клапан для установки манометра. На патрубок навернут шаровой кран. Модель шарового крана зависит от комплектации изделия. Перед началом работ необходимо установить вставку в конусное отверстие превентора или основания КГОМ так, чтобы боковой отвод с шаровым краном располагался между ползунами основания. Синхронно вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке), зафиксировать вставку №8 выдвижными ползунами. При этом вставка герметично уплотняется резиновыми кольцами в конусном отверстии. Вставка готова к работе. Лубрикатор вставки №8 представляет собой резьбовой фланец соответствующий ответному фланцу вставки №8 с муфтовой резьбой НКТ73 с двух сторон, для подвески колонны НКТ и установки корпуса лубрикатора. На верхний конец корпуса лубрикатора устанавливается герметизатор ОШН 21.
Герметизатор ОШН 21 имеет:
цилиндрический корпус, проставку, прижим и накидную гайку. Герметичность между корпусом и проставкой обеспечивается резиновым кольцом. Внутри цилиндрического корпуса и проставки выполнены камеры для наборных уплотнений. Наборные уплотнения и опорные шайбы устанавливаемые в герметизатор должны соответствовать своим типоразмером размеру уплотняемого кабеля или штока. Снаружи на корпусе, проставке и гайке выполнены цилиндрические поднутрения для использования серповидного ключа. Присоединить герметизатор резьбовым концом к лубрикатору, либо другому устьевому оборудованию с условным диаметром, соответствующим резьбе герметизатора. Затяжка резьбы осуществляется с применением герметика с моментом вращения не более 200 кг*м, при этом необходимо соблюдать меры предосторожности и не допускать повреждения герметизатора. Вывернуть проставку из корпуса и установить в него нижний блок уплотнений и опорную шайбу. Необходимая для герметизации степень натяжения уплотнений достигается вращением проставки по часовой стрелке относительно корпуса. Нижний блок уплотнений задействован при спуске прибора на необходимую глубину. Затем в проставку устанавливается верхний блок уплотнений, опорная шайба и прижим. Необходимая для герметизации степень натяжения уплотнений достигается вращением накидной гайки по часовой стрелке относительно проставки. Верхний блок уплотнений задействован в процессе основной работы. Максимальное усилие при затяжке – 50 кг*м. Разгерметизация производится в обратном порядке.
РАБОТА СО ВСТАВКОЙ №9
Извлечь из контейнера вставку N9. Перед установкой вставки в корпус превентора или основания КГОМ отвернуть 4 регулировочные гайки вставки до упора. После спуска подвески труб с забойным двигателем на необходимую глубину, вставку раскрыть на шарнире при помощи рукояток и сомкнуть вокруг верхней трубы квадратного сечения, присоединенной к вертлюгу. Установить вставку в конусное основание, чтобы упорные бонки не находились в зоне действия ползунов. Зафиксировать вставку вращая две рукоятки ползунов (на 5 - 6 оборотов по часовой стрелке). После установки вставки в корпус, вращением регулировочных гаек (2 - 4 оборота по часовой
Стрелке, попарно, диаметрально противоположные) добиться необходимой герметизации трубы. Герметизация трубы и корпуса вставки осуществляется за счет пакеровки зазоров путем сжатия уплотнения при затягивании регулировочных гаек по часовой стрелке. В процессе работы ликвидировать пропуски вращением гаек на стяжках.
ВНИМАНИЕ!
Перед разгерметизацией скважины убедитесь в отсутствии давления в полости арматуры устья. При наличии давления выполните мероприятия по выравниванию давления с атмосферным и производите разгерметизацию для продолжения ремонтных работ.
Тема 11. МАНИФОЛЬДЫ ПВО.
Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:
· блок дросселирования
· блок глушения
· пакет напорных труб
· пульт управления дросселем
· комплекты монтажных запчастей
· сопроводительная документация
Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:
МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где :
М – манифольд
П – противовыбросовый
Б – блочный
К – комбинированный
2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90
80 – условный проход напорных труб ,мм
35,70 - рабочее давление, МПА
К1 , К2, К3 - исполнение по коррозийной стойкости
Обеспечивает выполнение следующих операций:
1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.
2. Замену газированного раствора утяжеленным.
3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное пространство при помощи дросселя.
4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом ЦА-320.
Манифольд состоит из следующих основных узлов :
· Блока глушения
· блока дросселирования
· сипаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП
Требования к монтажу и эксплуатации МПБ
1. Длина выкид. линий должна быть:
- для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.
- для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.
2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.
3. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.
4. Консоль от последней опоры не более 1м.
5. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.
6. Выкид. линии не должны пересекать подъездные пути .
7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны
8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.
9. После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .
10. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:
-50 атм. при рабочем давлении ПВО до 210 атм.
-100 атм. при рабочем давлении ПВО более 210 атм. открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю
Схема№1
Тех. Условия.
Схема№3
Тех. Условия.
1. Схема№3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1-2 категории и перфорации скважин всех категории. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, при этом на выполнение аварийных работ на скважине иметь запас труб 70 м.
2. ППМ после монтажа опрессуют на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления о.э.к. и рабочего давления арматуры (превентора).
3. Выкид. линии должны иметь уклон от устья скважины 1,5 градуса и закрепляться на опорах через 6-8 м..
4. При комбинированной колонне НКТ на мостках необходимо иметь спец. опресс. Трубу с переводником и шаровым краном по диаметру и по прочности, соответствующей верхней секции НКТ. Труба, переводник и шаровой кран окрашивается в красный цвет.
Задвижка № 5 в нормальном состоянии – открыта.
Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты.
Обозначения к схеме 3.
1. К насосным установкам или прямой сброс.
2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.
3. Кран высокого давления (КВД).
4. Задвижка.
5. Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему).
6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ).
7. Гидроротор (КМУ, АПР).
8. Превентор.
9. Крестовина арматуры или переходная катушка для АУШГН, АУЭЦН.
10. Муфта обсадной трубы.
11. Опора.
12. Хомут крепления выкидной линии.
13. БРС.
Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно
ПБ НГП
1. ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических операций:
· Герметизации устья при наличии труб и без них;
· Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;
· Срезание колонной труб;
· Контроля за состоянием скважины во время глушения;
· Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;
· СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.
2. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонны, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.
3. Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.
4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной тех. Руководителем предприятия и согласованной противофонтанной службой.
5. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.
6. Составляется ведомость на комплект ПВО.
После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.
7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:
-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм
-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм
8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:
· Направление вращения штурвала «закрытие-открытие» - стрелками;
· Количество оборотов штурвала на закрытие – открытие;
· Метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора..
9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100м, для 3 категории не менее 30м.
10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.
11. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.
Техническая характеристика.
1. Условный проход 50мм
2. Рабочее давление 140атм
3. Пробное давление 280атм
4. Масса 66кг
5. Нагрузка на подвесной трубе до 15 тонн
Аварийные планшайбы окрашиваются в красный цвет, наносится инвентарный номер. Ревизия, ремонт и опрессовка на рабочее давление планшайбой и крана высокого давления в мех. Мастерских производится не реже 1 раза в год. В бригаду поступает она вместе с актом на опрессовку. Планшайба хранится с открытым краном. Перед началом каждой смены проверяется комплектность и исправность.
Тема 13. Требования к монтажу и эксплуатации устьевого оборудования на скважинах ППД согласно ПБ НГП.
Нагнетательная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки воды. Н.А. устанавливают на колонную головку или колонный фланец. Через Н.А. проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Н.А. состоит из ёлки трубной обвязки, её конструкция обеспечивает возможность измерения «Р» и «Т» среды. Трубная обвязка состоит из крестовины, задвижек и фланцев. Ёлка состоит из стволовых и боковых задвижек, обратного клапана, манометра. Заводы выпускают 3 типа- размера Н. А.:
| Показатели | АНК1-65*21 | АНК1-65*35 | АНК-65*21 |
| Условный проход ствола и боковых отводов, мм | 65 | 65 | 65 |
| Рабочее давление, МПа | 21 | 35 | 21 |
| Тип соединения | фланцевый | фланцевый | фланцевый |
| Тип запорного устройства | ЗМС-1 | ЗМС-1 | ЗМС-1 |
| Масса, кг | 935 | 962 | 580 |
Расшифровка:
А.Н. – арматура нагнетательная,
К – подвеска НКТ на резьбе,
65 – внутренний проход, мм;
1 – первой модели;
0 – облегченная арматура.
После монтажа на устье Н.А. опрессуют на «Рм.о.д.», но не выше «Ро.э.к.» или рабочего давления НА.
Перед монтажом Н.А. необходимо:
1. Тщательно протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев ёлки и крестовины, нанести на канавки смазку.
2. Проверить правильность сборки всех соединений.
Перед началом работы проверить:
· Все запорные устройства Н.А. на плавность открытия-закрытия и наличие смазки в полости корпуса путем контрольной набивки смазки.
· Затяжку всех фланцевых соединений.
· Правильность положения указателя открытия-закрытия затвора задвижки.
На участках обслуживания Н.А. должны быть след. принадлежности:
· Манометры
· Запасные задвижки
· Смазка ЛЗ-162
· Уплотнительная паста
· Нагнетатель смазки
· Прокладки, шпильки, гайки
· Комплект ключей
При окружающей температуре ниже 0 Н.А. утепляется.
Тема 14. Требования ПБ НГП при монтаже и эксплуатации Н. А.
На скважине во время монтажа и эксплуатации Н.А. должны быть СИЗ, пожаротушения, средства связи, средства 1-й мед. помощи. В арматуре должны быть запорные устройства, позволяющие заменять манометры.
Монтаж-демонтаж, устранение неисправности, замена узлов и деталей при наличии «Р» запрещается. Не допускается Н.А. при неисправных:
· Манометрах или их отсутствия
· Неисправных клапанах в запорных устройствах
Оборудования устья нагнетательных скважин должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимально ожидаемое давление нагнетания.
Нагнетательная скважина должна оборудоваться НКТ и при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее нагнетаемого агента.
На скважинах с АУШГН.
Наиболее распространён в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.
1. СШНГУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из «СК», устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенных на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса – вставного или не вставного (трубного). Возвратно- поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем продукции из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают «скребки», очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря. Отбор продукции составляет от нескольких сот кг до 350-400 т/сут. с глубин 3500 м и более.
2. Устьевой патрубок с фланцем и вместе с устьевым вкладышем предназначен для:
· Обвязки и герметизации устья скважины
· Удержания на весу колонны НКТ
· Направления нефти в выкид. линию
· Выполнения различных технологических операций
· Регулирования отбора проведения глубинных исследований
До установки на устье арматура в сборе в условиях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 140 атм с выдержкой 5 мин. Пробное давление равное 1,5*Рраб. Монтаж устьевого патрубка с фланцем производится на эксплуатационную колонну, резьбовая часть должна быть смазана смазкой для ФА марки ЛЗ-162 от -40 до +120 градусов.
3. Полированный шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. «ПШ» изготавливают круглой холодно-тянутой калиброванной, углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типо- размеров:
· Д31мм, L=2600 мм, Р=6,5 т, масса 15 кг.
· Д31мм, L=4600 мм, Р=6,5 т, масса 27 кг.
· Д36мм, L=5600 мм, Р=10 т, масса 46 кг.
4. Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации «ПШ». Характерной особенностью «СУС» является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником- для поворота головки в пределах конусного угла «3 градуса» и самоустанавливание по «ПШ»- этим обеспечиваются уменьшение одностороннего износа набивки при несоосности «ПШ» с осью ствола скважины. Сальник устьевой изготавливается 2 - х типоразмеров: СУС1А-73*31 и СУС2А-73*31
СУС1А – с одинарным уплотнением, предназначенный для скважин с низким статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при неподвижном «ПШ».
СУС2А – с двойным уплотнением, предназначенный для скважин с высоким статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140 атм при неподвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.
5. После монтажа на устье арматуры должна быть опрессована (без «СУС») на максимально ожидаемое давление, но не выше «Ро.э.к.» или «Рраб.» АУШГН.
6. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки «СУС» при наличии давления в скважине. Замер давления на устье и температуру продукции
7. «СК» предназначен для преобразования вращательного движения в возвратно- поступательное движение плунжера глубинного насоса.
Все движущиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК двумя заживляющими проводниками, доступных для осмотра. Стальной канат запрещается применять.
Требования ПБ НГП.
1. Все работы по монтажу-демонтажу и эксплуатации ЭЦН необходимо выполнять в соответствии с ПБ НГП, правилами устройств электроустановок.
2. Проверку надежности крепления оборудования, контактов наземного электрооборудования и др. работы осуществлять только при выключенной установке.
3. Корпус трансформатора и станции управления, броня кабеля должны быть заземлены.
4. Обсадная колонна должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380В.
5. Кабель от СУ до устья скважины прокладывается на спец. опорах на расстоянии 0,5м от земли.
6. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных запусках.
Приложения
Тема 17. Требования промышленной безопасности
Тема18. Требования промышленной безопасности
Тема 19. МЕРОПРИЯТИЯ
По ЦПРС
1. Территория вокруг скважины и подходы к ней после ликвидации фонтана
Очищаются от замазученности, металлоконструкций и материалов, применявшихся при ликвидации газонефтеводопроявления;
2. Оборудование, установленное на устье скважины, очищается от нефти, грязи и проверяется, вышедшие из строя отдельные узлы и механизмы заменяются;
3. Включение электросетей, электрооборудования, двигателей внутреннего сгорания необходимо производить только после их тщательной проверки и отсутствия загазованности в местах их установки;
4. Нефть из амбаров откачивается, замазученный грунт убирается и вывозится на сборный пункт;
5. На скважине производится замер буферного давления и расчет удельного веса жидкости глушения;
6. Производится глушение скважины соответствующим удельным весом жидкости глушения;
7. За скважиной устанавливается наблюдение, срок которого определяется
ГазАлерт ( GasAlert )
I. Общие требования
1.1. Газоанализаторы ГазАлерт (Канадского производства) - предназначены для непрерывного измерения концентрации горючих и токсических газов, сероводорода (H2S) модификации ГазАлерт - Экстрим и одновременного 2-х канального контроля сероводорода (Н2S) и суммарных углеводородов (СН4) ГазАлерт – Микроклип, для измерения в рабочей зоне с выдачей аварийной сигнализации при превышении ПДК измеряемого компонента.
1.2. Параметры, характеризующие условия эксплуатации газоанализаторов:
- температура окружающей среды от - 400 С до – 200 С не продолжительное время и от – 200 С до + 500 С стандартно.
1.3. Газоанализаторы выполнены во взрывозащищенном и пыле – влаго - защищенном исполнении.
1.3.Газоанализаторы имеют следующие диапазоны измерений:
ГазАлерт – Экстрим:
- от 0 – 100 ppm сероводорода при пороговых значениях ПДК – 2 ppm (2,82 мг/м3 = 3 мг/ м3) и 7 ppm (9,89 мг/м3 = 10 мг/м3);
ГазАлерт – Микроклип:
- от 0 – 100 ppm сероводорода при пороговых значениях ПДК- 2 ppm (2,82 мг/м3 = 3 мг/м3) и 7 ppm (9,89 мг/м3 = 10 мг/м3);
- от 0 – 50 % НПВ (LEL) суммарных углеводородов при пороговых значениях ПДК – 10 % НПВ (LEL) (290 мг/м3= 300 мг/м3) и 20 % НПВ (LEL) (580 мг/м3 = 600 мг/м3).
1.4. Периодическая поверка газоанализаторов проводится 1 раз в год.
1.5. К работе с газоанализатором допускаются работники имеющие профессиональное образование по специальности, обученные по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях, с правом контроля газовоздушной среды на загазованность переносными газоанализаторами», не имеющих противопоказаний по здоровью при работе в средствах индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД), прошедшие инструктаж по специфике выполняемой работы.
1.6. Проверку знаний на право эксплуатации газоанализатора проводится 1 раз в 2 года.
1.7.При работе с газоанализатором должны:
- соблюдать требования промышленной безопасности и охраны труда;
- изучить данную инструкцию по правилам пользования газоанализаторами и правилами проведения замера газовоздушной среды.
- правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты;
- соблюдать требования по обеспечению пожарной безопасности и знать места расположения средств пожаротушения;
- уметь действовать в нештатных ситуация в соответствии с планом локализации и ликвидации возможных аварий;
- знать причины возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
1.8. За нарушение требований настоящей инструкции, промышленной безопасности и охраны труда, невыполнение обязательств по охране труда, предусмотренных коллективными договорами (контрактами), или препятствующие деятельности представителей органов государственного надзора и контроля за соблюдением требований охраны труда, а также органов общественного контроля, несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.
II.Требования безопасности перед началом работы
2.1.Перед включением газоанализаторов необходимо:
- произвести внешний осмотр и убедиться в отсутствии механических повреждений;
- проверить наличие пломб;
- проверить наличие свидетельства о поверке и паспорта на газоанализатор;
- сверить номер газоанализатора с номером на свидетельстве и паспорта.
2.2.Перед работой газоанализатор необходимо включить в не загазованной зоне, в случае разряда аккумуляторной батареи включается аварийная световая, звуковая и вибрационная сигнализация, свидетельствующая разряд аккумуляторной батареи, необходимо на газоанализаторе ГазАлерт – Экстрим заменить батарею питания, газоанализатор ГазАлерт – Микроклип поставить на зарядку имеющимся в комплекте зарядным устройством.
III. Назначение и правила пользования газоанализатороми
ГазАлерт Экстрим (GasAlert Extreme) и ГазАлерт Микроклип (GasAlert MicroClip)
3.1. Газоанализатор ГазАлерт Экстрим (Канадского производства) предназначен для непрерывного измерения концентрации горючих и токсических газов сероводорода (Н2 S ), с выводом показаний на ЖК - дисплей в автоматическом режиме с отображением концентрации в режиме реального времени, со световой, звуковой и вибро сигнализацией при превышении установленных пороговых значений ПДК.
А). Газоанализатор Экстрим обеспечивает:
- вывод информации на буквенно – цифровой ЖК - дисплей с отображением концентрации газа в режиме реального времени с подсветкой в условиях недостаточной видимости;
- автоматическую и ручную установку нуля;
- самодиагностику при включении;
- световую, звуковую и вибро сигнализацию при превышении установленных пороговых значений мгновенного содержания газа.
- диффузионный способ забора пробы с возможностью подключения ручного или моторизованного насоса.
- диапазон измерения от 0 – 100 ppm при пороговых значениях ПДК сероводорода - 2 и 7 ppm.
Б). Производство замера газовоздушной среды рабочими вахты:
Старший по вахте в начале каждой смены, производит включение газоанализатора перед началом производства работ для проведения контрольного замера и непрерывного последующего замера концентрации газовоздушной среды в процессе работы до окончания смены.
Старший по вахте в начале каждой смены, производит включение газоанализатора перед началом производства работ для проведения контрольного замера и непрерывного последующего замера концентрации газовоздушной среды в процессе работы до окончания смены.
II . Требования промышленной безопасности и
Фильтрующие противогазы.
Фильтрующие противогазы - это противогазы, у которых вдыхаемый воздух очищается от вредных примесей при прохождении через фильтр. Фильтрующие противогазы проверяются мастером не реже одного раза в квартал.
Таблица 1
Таблица 2
Марка
Коробки
Вредное
Вещество
Концентрация вредного
Вещества
Время защитного действия,
Мин. не менее
Мг/л
Кратность
Превышения
ПДК
Для коробок малого габарита
В
Сернистый газ
2
140
КД, ДОТ
Сероводород
2
170
Таблица 3
Примерные сроки службы противогазовых коробок
Вид и
Марка
Фильтрую-
Щего эле-мента
Микро-
Климат
Режим
Пользования
При загазованности
Признаки
Непригод-ности
До 15 ПДК
До 100 ПДК
Тяже- лая
Работа
Работа
Легкая и сред.
Тяжести
Требования ПБ к СИЗОД.
1. При работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими СИЗОД.
2. Типы СИЗОД на каждом опасном производственном объекте с учетом его специфики должны быть обоснованы и представлены в проектной документации.
3. СИЗОД, выдаваемые рабочим, надлежит подбирать по размерам и хранить на рабочих местах в особых шкафах, каждое в своей ячейке. На каждой ячейке и на сумке противогаза должна быть укреплена бирка с указанием фамилии владельца, марки и размера маски.
4. СИЗОД должны проверяться и заменяться в сроки, указанные в их технических паспортах и заводских инструкциях по эксплуатации.
5. Работники должны быть обучены правилам пользования, проверки и хранения СИЗОД. Тренировочные занятия по правилам их применения и проверки должны проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем организации.
На каждом опасном производственном объекте должен быть аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуются из расчета 3-5 комплектов соответствующих марок. Количество шланговых аварийных противогазов должен быть не менее двух комплектов.
Аварийный запас фильтрующих противогазов должен храниться в ящике под пломбой, шланговые противогазы - в опломбированных чемоданах. Запрещается запирать на замки аварийный запас противогазов.
Целостность пломб аварийного запаса проверяется при приеме и сдаче смены обслуживающим персоналом. Наличие и состояние аварийного не реже одного раза в месяц проверяются в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем организации. Персонал объекта должен знать места хранения рабочих и аварийных СИЗОД.
Ответственность за готовность к применению средств индивидуальной защиты несет технический руководитель организации, за правильность их использования непосредственно на месте проведения работ-исполнитель работ.
При проведении газоопасных работ необходимо пользоваться газозащитными средствами (фильтрующие и шланговые противогазы, изолирующие респираторы).
При необходимости применять шланги более 10м необходимо пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха.
Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение газоопасных работ, записывается в наряд-допуске, но не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15мин.
В местах проведения газоопасных работ должен быть резервный комплект шлангового противогаза.
Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания.
На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранении средств защиты.
На газоопасном объекте должен быть аварийных запас газозащитных средств, количество и типы которых определяются с учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых работ и согласовываются со службой газовой безопасности.
На каждом объекте должен быть составлен перечень газоопасных мест и работ, утвержденный главным инженером предприятия. Газоопасные места, а также трассы действующих трубопроводов должны быть обозначены знаками безопасности в соответствии с действующими стандартами.
Бригады, занятые на работах, связанных с возможным выделением сероводорода, должны быть обеспечены приборами для определения концентрации сероводорода.
Члены бригады должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты (СИЗ), знать их устройство и уметь пользоваться ими.
Порядок контроля за технической исправностью, учетом работы и своевременностью испытаний и проверок аппаратов, приборов и СИЗ должен быть определен приказом по предприятию (организации).
Парами нефти и газами.
!!! ГЛАВНОЕ - ОБЕЗОПАСИТЬ СЕБЯ. (Надеть соответствующий противогаз) Потом проводить нижеследующие мероприятия.
При отравлении газами следует быстро вынести пострадавшего на свежий воздух из загазованной зоны в наветренную сторону или в проветриваемое помещение, уложить на горизонтальную поверхность. Определяется состояние пострадавшего:
- пульс,
- дыхание (зеркалом, полоской бумаги, пухом).
1. Если есть дыхание и пульс , а пострадавший находится в обмороке -необходимо дать понюхать нашатырный спирт, слегка ударить, обрызгать
водой. Когда очнётся - согреть, напоить чаем.
2. Дыхания нет, пульс есть – делать искусственное дыхание изо рта в рот или изо рта в нос, для этого необходимо:
- уложить на ровную поверхность, запрокинуть голову;
- обеспечить доступ ко рту и телу; (осмотреть полость рта и удалить из неё и глотки слизь, кровь, грязь, а также вынуть (при наличии) вставные зубы указательным пальцем, обмотав его тканью);
-расстегнуть ворот и пояс, снять мешающую дыханию одежду и усилить приток свежего воздуха.
- выдвинуть нижнюю челюсть, вытащить язык;
- подложить под лопатки валик;
- затем производим вдувание (число вдуваний -12 -18 раз в минуту), в следующем порядке: зажать нос, захватить подбородок, запрокинуть голову пострадавшего и сделать максимальный выдох ему в рот (желательно через марлю, салфетку или маску «рот в рот» ). Вдувание воздуха заменяет пострадавшему вдох. После вдувания благодаря эластичности лёгкого и грудной клетки наступает выдох.
Искусственное дыхание нужно проводить настойчиво, иногда длительное время (до 1,5 часа) до тех пор, пока больной не начнёт дышать самостоятельно и ритмично без перерывов. При проведении искусственного дыхания нельзя допускать охлаждения пострадавшего (не оставлять его на сырой земле, каменном, бетонном или металлическом полу). Под пострадавшим следует подстелить, что-либо тёплое, а сверху укрыть его.
Наиболее предпочтительно искусственное дыхание делать специальными приборами (аппаратом типа «Горноспасатель» ГС-8, ГС-11 и др.).
3. Дыхания и пульса нет- «Клиническая смерть»- параллельно искусственному дыханию производим непрямой массаж сердца- это ритмичное сжатие энергичными толчками рук, грудной стенки в области нижней трети грудины. Его применяют при прекращении работы сердца вследствие разных причин, чтобы восстановить циркуляцию крови.
Для проведения непрямого массажа сердца, пострадавшего следует уложить на спину, на ровную жесткую поверхность (пол, земля), обнажить у него грудную клетку, всю стесняющую одежду расстегнуть. Оказывающий помощь становится сбоку от пострадавшего и занимает такое положение, чтобы иметь возможность более или менее значительно наклониться над ним (если пострадавший лежит на полу, становится рядом на колени). Определив местоположение нижней половины грудины - мечевидного отростка (отступив на два пальца выше от ее нижнего края), накладывает на нее мягкую часть ладони максимально разогнутой кисти; ладонь другой руки накладывает поперек поверх первой под углом 90° и начинает ритмично (60;70 толчков в минуту) надавливать на нижний край грудины.
Надавливание на грудину смещает ее вниз в сторону позвоночника. Сердце, таким образом, сдавливается между грудиной и позвоночником и из его полостей выжимается кровь в кровеносные сосуды, после прекращения сжатия сердце расправляется и в его полости насасывается новая порция крови.
Следует остерегаться надавливания на окончания ребер, так как это может привести к их перелому. Ни в коем случае нельзя надавливать ниже края грудины на мягкие ткани: этим можно повредить расположенные в брюшной полости органы и в первую очередь, печень.
Обязательным условием для достаточного обеспечения организма кислородом при отсутствии работы сердца является одновременное с непрямым массажем сердца проведение искусственного дыхания.
Если помощь оказывает один человек, он располагается сбоку от пострадавшего и, наклонившись, делает два быстрых энергичных вдувания (по способу «изо рта в рот» или «изо рта в нос»), затем поднимается, оставаясь на этой же стороне от пострадавшего. Наружный массаж сердца необходимо начинать с нанесения 1 удара кулаком с высоты 20-30 см в среднюю треть грудины для восстановления эффекта кровообращения. Затем ладонь одной руки кладет на нижнюю половину грудины, а пальцы приподнимает. Ладонь второй руки он кладет поверх первой поперек под углом 90° градусов (ось основания кисти должна совпадать с осью грудины) и надавливает, помогая наклоном своего корпуса. Руки при надавливании должны быть выпрямлены в локтевых суставах, пальцы обеих кистей должны быть выпрямлены. Надавливание следует производить быстрыми толчками, чтобы смещать грудину на 4 - 5 см, продолжительность надавливания не более 0,5 сек., интервал между отдельными надавливаниями 0,5 сек.
Если оживление производит один или 2 человека, то на каждые 2 вдувания он производит 30 надавливаний на грудину. За 1 мин. необходимо сделать не менее 60 надавливаний и 4 вдувания, т.е. выполнить 64 манипуляции, поэтому темп реанимационных мероприятий должен быть высоким.
Действия считаются эффективными при: сужении зрачков, порозовение кожи, появлении самостоятельного пульса и дыхания.
При отсутствии этих признаков в течении 30 минут, реанимацию прекращают – «Биологическая смерть»
4. Признаки смерти .
1. Зрачки широкие, не реагирующие на свет.
2. Окоченение.
3. Трупные пятна.
Курс
Лекций по программе
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».
Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
n потеря бурового и другого оборудования
n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
n случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
· Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.
· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.
ГНВП- это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении , ремонте и эксплуатации.
Выброс – кратковременное (управляемое), интенсивное вытеснение из скважины порции жидкости глушения энергией расширяющегося газа.
Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или не герметичности запорного оборудования, или грифоно образования.
Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление, P – Мпа; кгс/см.2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см2 Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
| |
где r - плотность флюида, г/см3;
H - глубина скважины, м.
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см.2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление, Pиз- кгс/см.2.Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см.2 Pиз.т. - это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.
Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см.2Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.
Пластовое давление, P пл - кгс/см.2. Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.
Забойное давление, Рзаб - кгс/см.2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб = Рr + Pr.ск + Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
- в нормальных условиях бурения Рзаб > Рпл;
- при ГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб = Рпл.
| |
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
для скважин с глубиной до 1200м Р = 10% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200м Р = 5% Р пл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
| |
Определение забойных давлений ( Рзаб )
· Забойное давление при механическом бурении и промывке
 |
Ргск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.
Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :
 |
Ргс - полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.
При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.
2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому
 |
 |
3.Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину DРст
Дата: 2018-09-13, просмотров: 1368.
