Действия вахты при гнвп в бурении


Первоочередные действия бригад по бурению и ремонту скважин при ГНВП.

⇐ Предыдущая14151617181920212223Следующая ⇒

Первоочередные действия вахты должны быть направлены на скорейшую герметизацию устья скважины после обнаружения явного признака начала проявления. Последовательность операций по герметизации устья зависит от вида работ, проводимых на скважине. Несоблюдение последовательности операций по герметизации устья может привести к осложнениям. В каждом регионе республики в зависимости от утверждённой схемы монтажа ПВО разрабатываются действие для каждого члена вахты в случае обнаружения явного признака начала проявления в процессе бурения, СПО, спуска или подъёма УБТ, НКТ, проведения геофизических работ и т.п.

Каждый член вахты должен знать не только свои действия, но и последовательность ведения работ всеми остальными членами вахты.

Необходимо помнить, что любой член вахты, обнаруживший явный признак начала проявления, обязан об этом сказать бурильщику. После получения устной информации или звукового (светового) сигнала от соответствующих защитных устройств бурильщик обязан объявить тревогу «Выброс», прекратить проводимые работы на скважине, загерметизировать устье, а потом уже только проверить достоверность полученной информации .В противном случае можно упустить время проявление усилится и ни физически, ни технически невозможно загерметизировать бурильные трубы, затрубное пространство или сбросить УБТ в скважину.

Перед закрытием превенторов необходимо, чтобы трубы (бурильные, обсадные, насосно-компрессорные) были в подвешенном состоянии. Если трубы будут подвешены на ПКР на элеваторе, то при наличии несоосности ротора - после закрытия превентора затрубное пространство не будет герметизировано. Закрытие универсального превентора на каротажном кабеле или спиральном УБТ также не приведёт к герметизации затрубного пространства. При бурении с БС или с ППБУ нельзя, чтобы при закрытом плошечном превенторе бурильные (обсадные) трубы были подвешены на роторных клиньях. В этом случае система будет работать под действием вертикальных колебании ПБУ как гидравлический домкрат. Труба поднимается до контакта замкового соединения (муфты) с закрытыми плашками и при движении ПБУ вверх труба и плашка могут сломаться или разрушится устье.

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время бурения (промывки) скважины.

Бурильщик: приподнимает инструмент до выхода муфты выше ротора, останавливает циркуляцию, открывает гидрозадвижку на линии дросселирования со вспомогательного пульта управления, закрывает универсальный или верхний плашечный превентор, даёт команду на закрытие задвижки перед дросселем, закрывает выкидную задвижку манифольда буровых насосов, устанавливает наблюдение и записывает через каждые 10 мин. давление в бурильных трубах и затрубном пространстве, закрывает шаровой кран (КШ) при росте давления в трубах до величин, опасных для бурового шланга.

Первый помбур: закрывает задвижку перед дросселем после закрытия превентора, фиксирует ручным приводом плашки превентора со стороны блока дросселирования, через каждые 10 мин докладывает бурильщику, какое давление в затрубном пространстве.

Второй помбур: фиксирует ручным приводом плашки превентора со стороны блока глушения, готовит к работе средства дегазации и утяжеления бурового раствора.

Третий помбур: извещает бурового мастера о начавшемся проявлении.

Дизелист-моторист (электрик): обеспечивает работу дизелей (электродвигателей) привода насосов, их пуск и остановку; по указанию бурильщика глушит дизели, отключает электроэнергию, ликвидирует прочие источники воспламенения.

Второй дизелист: обеспечивает работу дизелей привода лебедки, выполняет указания бурильщика.

Лаборант (первый помбур): следит за циркуляцией бурового раствора, замеряет параметры раствора и фиксирует их в журнале, докладывает бурильщику результаты замеров.

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время спускоподъёмных операций.

Бурильщик: останавливает СПО, навинчивает квадратную штангу с КШ, приподнимает инструмент, открывает гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает универсальный или верхний плашечный превентор, даёт команду закрывать задвижку перед дросселем, закрывает выкидную задвижку манифольда буровых насосов, если бурильная колонна составлена из разных диаметров, то навинчивает специальную трубу с КШ и переводником, а затем квадратную штангу.

Первый помбур: навинчивает ведущую трубу с КШ и переводником, закрывает задвижку перед дросселем, фиксирует плашки превентора ручным приводом со стороны блока дросселирования, наблюдает и фиксирует каждые 10 мин давление в затрубном пространстве.

Второй помбур: по сигналу «выброс» спускается с полатей верхового.

Третий помбур: навинчивает ведущую трубу с КШ или специальную трубу с КШ и переводником, извещает бурового мастера о начавшемся проявлении.

Дизелист-моторист: обеспечивает работу дизелей привода насосов, их пуск и остановку, по указанию бурильщика глушит дизели, отключает электроэнергию, ликвидирует прочие источники воспламенения.

Второй дизелист: обеспечивает работу дизелей привода лебедки, выполняет указания бурильщика.

Лаборант: следит за циркуляцией бурового раствора, замеряет параметры раствора и фиксирует их в журнале, докладывает бурильщику результаты замеров.

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время спуска обсадной колонны.

Бурильщик: открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает универсальный превентор или плашечный превентор, плашки которого соответствуют диаметру обсадной колонны, навинчивает цементировочную (промывочную) головку и закрывает краны высокого давления на ней, дает команду закрыть задвижку перед дросселем.

Первый помбур: навинчивает цементировочную (промывочную) головку и закрывает краны высокого давления, закрывает задвижку перед дросселем, фиксирует плашки превентора ручным приводом со стороны блока дросселирования.

Второй помбур: навинчивает цементировочную головку и закрывает краны высокого давления, фиксирует плашки превентора ручным приводом со стороны блока глушения.

Третий помбур: навинчивает цементировочную головку.

Дизелист-моторист (электрик): обеспечивает работу дизелей (электродвигателей) привода насосов, их пуск и остановку, по указанию бурильщика глушит дизели, отключает электроэнергию, ликвидирует прочие источники воспламенения.

Второй дизелист: обеспечивает работу дизелей привода лебедки, выполняет указания бурильщика.

Первоочередные действия вахты при ГНВП при отсутствии бурильных (обсадных) труб в скважине.

Бурильщик: при выполнении геофизических или прострелочно-взрывных работ в скважине – поднимает зонд или перфоратор, если этого сделать нельзя, - обрубает кабель; открывает задвижку на линии дросселирования и закрывает превентор с глухими плашками (прострелочную задвижку) или плашечный превентор на специальной трубе с КШ и переводником; дает команду закрыть задвижку перед дросселем, дальнейшие действия по указанию мастера.

Первый пом-бур: контролирует уровень жидкости, периодически доливает скважину, эти же действия выполняет при ремонтах и простоях.

Дизелист: обеспечивает работу дизелей привода насосов, их пуск и остановку, по указанию бурильщика глушит дизели и другие источники воспламенения.

На месторождениях содержащих сероводород, действия вахты: порядок действия вахты должен быть приведен в соответствие с техническими возможностями установленного на устье ПВО; действия вахты должны быть дополнены пунктами, регламентирующими порядок использования средств защиты органов дыхания персонала; при наличии в обвязке превентора со срезающими плашками последний должен использоваться при проявлении пропусков в уплотнениях плашек, соединениях ствольной части и манифольда, создающих реальную угрозу потери управления скважиной.

Для приведения в действие срезающего превентора бурильная колонна разгружается на плашки нижнего трубного превентора приоткрытой выкидной линии под этим превентором, затем включается срезной превентор и закрывается выкидная задвижка.

⇐ Предыдущая14151617181920212223Следующая ⇒

Дата добавления: 2015-10-01; просмотров: 18067. Нарушение авторских прав

Рекомендуемые страницы:

studopedia.info

Распределение обязанностей и практических действий членов вахты при ГНВП

Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий явл-ся бурильшик.

При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины.

- Бурильщик подаёт сигнал «выброс» (три коротких гудка), не прекращая промывки приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы из ротора, чтобы муфта верхней трубы была на уровне АКБ и разгружает его на ротор. Даёт команду остановить бур. насосы. 2-й пом. бур останавливает насосы. Бурильщик с помощниками отворачивают ведущую трубу и наворачивают на инструмент шаровой кран(обратный клапан) в открытом состоянии, затем закрывают кран и соединяют квадрат с бур. колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья.

-1-й и 3-й пом. бурильщики проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО.

1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. На блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах проверки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и закрывает верхний плашечный превентор или универсальный (ППГ или ПУГ).

-1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора ручным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под ведущей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает давление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирования.(также должен записать время начала осложнения и вес инструмента). 1-й помощник сообщает диспетчеру УБР об осложнении.

1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3-4атмосферы в минуту не допуская его роста выше давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО.

(Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глушения)

Машинист(дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива, а

Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика.

Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плотность бур. р-ра на выходе из сепаратора(дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе.

Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО.

1 | 2 | 3 | 4 | 5 |

6

| 7 | 8 |

studall.org

Билет 20 – 4 Первоочередные действия членов буровой вахты при возникновении ГНВП в процессе бурения и промывки.

1. В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

Билет 21 – 1 .

Технология установки цементных мостов.

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части отдельный интервал (например, при проведении испытаний пластов в обсаженной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т. п.). Самый распространенный на практике способ изоляции нижнего интервала скважины - создание в стволе цементного моста. Его устанавливают также при необходимости создания искусственного забоя (например, при искривлении ствола скважины и т. п.).

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции.

Технология установки цем. моста при использовании БК. Буферную жидкость закачивают перед цем. раствором , а также после цем. раствора.

Суть состоит в том , что буферная жидкость и часть цем. раствора вытесняется из БТ до того момента , когда высоты столбов цем. раствора в БТ и кольцевом пространстве будут равны. Таким образом , поддерживается равное гидростатическое давление в БТ и кольцевом пространстве . Затем Бк медленно поднимают так, чтобы оставшийся цемент вытек из труб и занял объем , который ранее занимали БТ. После этого считается , что цем. мост установлен.

Билет 21 – 2 Последовательность выполнения работ по оснастке ТС буровой установки .

Оснастку талевой системы производят после сборки вышек и установки кронблока . При оснастке талевый канат заправляется в определенной последовательности на шкивы тальблока и кронблока. В зависимости от числа работающих шкивов тальблока и кронблока оснастки бывают 3 х 4, 4х5 , 5х6, 6х7.

Существует несколько различных оснасток ТС , наиболее применима крестовая оснастка . При такой оснастке оси кронблока и тальблока расположены во взаимно перпендикулярных плоскостях , а подвижная ветвь тальканата сходит со шкива кронблока , расположенного в плоскости симметрии барабана лебедки. Это снижает закручивание талевой системы и обеспечивает правильную навивку каната на барабан лебедки.

Перед оснасткой проверяют крепление кронблока , талевый блок укладывают в центре основания вышки с таким расчетом . чтобы шкивы его свободно вращались. бухту с канатом , которым производиться оснастка , устанавливают спереди основания со стороны приемного моста на специальное приспособление , обеспечивающее свободное вращение бухты для размотки каната. Конец каната заправляют в механизм для крепления неподвижной ветви и после этого производят оснастку согласно выбранной схеме.

Ходовая ветвь каната поднимается до кронблока с помощью легости , для облегчения работы по оснастке можно использовать пеньковый канат или канат меньшего диаметра , который крепиться к талевому канату. После оснастки всех шкивов конец подвижной ветви каната закрепляют в специальном зажиме на барабане лебедки, а неподвижную ветвь каната крепят в специальном механизме . Длина свободного конца неподвижной ветви каната выбирается с таким расчетом , чтобы при опущенном на пол буровой талевом блоке на барабане лебедки оставалось 8 – 10 витков. Длина каната зависит от высоты вышки и от схемы оснастки.

Билет 21 – 3.

Средства малой механизации на буровой.

Билет 21 – 4 первоочередные действия буровой вахты при ГНВП в процессе СПО.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины

Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

Билет 22 – 1 В стр 106 – 110

Билет 22 – 2 Поглощение ПЖ

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП(гель – цементная паста) или БСС( быстросхватывающая смесь) до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.

Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.



infopedia.su

6. Практические действия вахты буровой бригады по сигналу «Выброс» при спо, когда в скважине находится более 10 свечей.

1. Что такое нефтегазороявления и их разновидности. Проявления делятся на газопроявления, нефтепроявления, водопроявления и прочие проявления. 1. Поступление пластового флюида (г, н, в) в ствол скважины при Рпл>Рзаб, приводящее к нарушению нормального технологического процесса проводки скважины называется нефтегазоводопроявления. 2. Снижение плотности бурового раствора, выходящего из скважины вследствие поступления порции флюидов в ствол скважины при Рзаб>Рпл или с постоянным поступлением из пласта с низкой проницаемостью при Рпл>Рзаб не приводящее к нарушению нормального процесса технологии проводки скважины называется газированием. 3. Кратковременное и интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющего газа называется выбросом. 4. Интенсивное движение пластового флюида в стволе скважины называется фонтаном. 5. Выход флюида на поверхность на некотором расстоянии от устья в результате образования дополнительного канала от основного ствола скважины называется грифоном.

3 Классификация открытых фонтанов по интенсивности притоков. а)слабые - дебит газа не превышает 0,5 млн. м3 в сутки, а дебит нефти до 100м3 в сутки; б)средние – дебит газа до 1млн. м3 в сутки, дебит нефти до 300м3 в сутки; в)сильные – дебит газа больше 1млн. м3/сут, дебит нефти больше 300м3/сут; г)мощные – дебит газа до 3-5млн. м3/сут, дебит нефти 800-1000 м3/сут; д)очень мощные – дебит газа до 5-10млн. м3/сут; е)весьма мощные – более 10млн. м3/сут газа.

4. Практические действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при НГВП , во время бурения и промывки скважины. В процессе бурения эффективность и безопасность работ при угрозе открытого фонтана, в основном зависит от уровня подготовки бригады. По статистике, большинство из происходящих фонтанов можно предотвратить, если буриль-щик со своими помощниками в самом начале НГВП примет необходимые меры по предотвращению возникновения фонтана, т.е. чёткая и быстрая реакция бригады на признаки НГВП – это главное условие аварийного фонтанирования скважины. 1)Бурильщик не прекращает промывки, подаёт сигнал «ВЫБОС» приподнимает бурильный инструмент из расчёта нахождения незамковой части трубы напротив плашек превентора и возможности открытия-закрытия шарового крана. Тормоз лебёдки надёжно закрепить. 2Первый помбур останавливает насосы, открывает ДЗУ. 3)Бурильщик с дублирующего пульта управления превенторами открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает кольцевой превентор. В случае отказов пультов управления превенторами, закрытие плашечного превентора производится с помощью ручного привода. 4)Бурильщик плавно закрывает регулировочный штуцер на линии дросселирования ПЖ в жёлоб не превышая при этом давление опрессовки ОК. 5)Второй помбур обеспечивает работу дегазаторов и сообщает об НГВП буровому мастеру или начальнику буровой. 6)Дизелисты следят за работой дизелей, и выполняют все распоряжения бурильщика. 7)После герметизации устья бурильщик регистрирует в журнале: а) точное время начала проявления; б) компоновку инструмента; в)Давление на стояке перед прекращением промывки и производитель-ность насосов; г)Давление в затрубье через каждые 10 минут; д)в случае необходимости разрядки давления из затрубья, указать время, через которое производилась разрядка, объём выброшенной ПЖ, её состав, с какого максимального давления и на какую величину производилось понижение давления; е)зафиксировать параметры выходящей ПЖ в последний момент перед герметизацией устья скважины. 8)Выполнив вышеперечисленные пункты бурильщик приступает к ликвидации НГВП методом двухстадийного глушения скв.9)Лаборант или первый помбур производят непрерывные замеры ПЖ выходящей из скважины после дегазации.

Практические действия вахты при НГВП во время цементирования ОК. При спуске ОК: 1)прекратить спуск труб, разгрузить ОК на ротор; 2)взять в элеватор с мостков бурильную трубу с шаровым краном и специальным переводником под ОК; 3)надежно соединить БТ с ОК; 4) Бурильщик с дублирующего пульта управления превенторами открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает кольцевой превентор. В случае отказов пультов управления превенторами, закрытие плашечного превентора производится с помощью ручного привода. 5)Бурильщик плавно закрывает регулировочный штуцер на линии дросселирования ПЖ в жёлоб не превышая при этом давление опрессовки ОК. 6)Второй помбур обеспечивает работу дегазаторов и сообщает об НГВП буровому мастеру или начальнику буровой. 7)Дизелисты следят за работой дизелей, и выполняют все распоряжения бурильщика. 8)После герметизации устья бурильщик регистрирует в журнале: а) точное время начала проявления; б) компоновку инструмента; в)Давление на стояке перед прекращением промывки и производитель-ность насосов; г)Давление в затрубье через каждые 10 минут; д)в случае необходимости разрядки давления из затрубья, указать время, через которое производилась разрядка, объём выброшенной ПЖ, её состав, с какого максимального давления и на какую величину производилось понижение давления; е)зафиксировать параметры выходящей ПЖ в последний момент перед герметизацией устья скважины. 9)Выполнив вышеперечисленные пункты бурильщик приступает к ликвидации НГВП методом двухстадийного глушения скв. При цементировании скважины: 1)немедленно открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть кольцевой Превентор; 2)продолжить цементирование скважины с противодавлением.

5.Классификация открытых фонтанов по степени сложности: 1)несложный: Не потеряна база для ликвидации фонтана, т.е. верхняя обсадная труба, фланцевые соединения и крестовина находятся в удовлетворительном состоянии. В скважине находятся БТ. Известный дебит, РПЛ, и в геологическом разрезе имеются водоносные пласты; 2)сложный: Устье разрушено, плашки превентора разъединены, самовоспламенение фонтана, наличие грифонов. В скважине находятся бур. трубы, известно пространственное положение ствола. Неизвестный дебит, РПЛ и зона газоносности. Выше продуктивного горизонта нет водонос-ных горизонтов. 3)очень сложный: Устье разрушено, образован кратер, на большой территории действуют грифоны, пространственное положение скважины неизвестно, в скважине отсутствуют БТ. Ориентировочно определён дебит, неизвестно РПЛ и наличие водоносных пластов. 4)Скважина находится на промысле, устье разрушено, образован небольшой кратер, НКТ на забое, действуют грифоны по затрубному пространству, скважина находится на кусте. Неизвестно пространственное положение. Известен дебит и РПЛ, расстояние между скважинами на кусте 15-20м. Полная замазученность территории.

1. Прекратить подъем и попытаться спустить в скважину наибольшее количество бурильных труб, непрерывно наблюдая за состоянием скважины.

2. В случае увеличения перелива промывочной жидкости из скважины или труб, прекратить спуск инструмента.

3. Извлечь квадрат из шурфа и навернуть его на инструмент вместе с шаровым краном.

4. Бурильщик с дублирующего пульта управления превенторами открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает кольцевой превентор. В случае отказов пультов управления превенторами, закрытие плашечного превентора производится с помощью ручного привода. 5)Бурильщик плавно закрывает регулировочный штуцер на линии дросселирования ПЖ в жёлоб не превышая при этом давление опрессовки ОК. 6)Второй помбур обеспечивает работу дегазаторов и сообщает об НГВП буровому мастеру или начальнику буровой. 7)Дизелисты следят за работой дизелей, и выполняют все распоряжения бурильщика. 8)После герметизации устья бурильщик регистрирует в журнале: а) точное время начала проявления; б) компоновку инструмента; в)Давление на стояке перед прекращением промывки и производитель-ность насосов; г)Давление в затрубье через каждые 10 минут; д)в случае необходимости разрядки давления из затрубья, указать время, через которое производилась разрядка, объём выброшенной ПЖ, её состав, с какого максимального давления и на какую величину производилось понижение давления; е)зафиксировать параметры выходящей ПЖ в последний момент перед герметизацией устья скважины. 9)Выполнив вышеперечисленные пункты бурильщик приступает к ликвидации НГВП методом двухстадийного глушения скв.

7. Причины возникновения нефтегазоводопроявлений при бурении скважин. Одним из основных условий возникновения ГНВП является поступление пластового флюида в ствол скважины, вследствие превышения Рпл над Рзаб. Воз-можно ГНВП при наличие достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида, осматических процессов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород и др. Возникновение и развитие ГНВП из-за неуравновешенности Рпл гидростатическим давлением столюа раствора в скважине может явиться следствием : 1. Ошибок в прогнозировании Рпл или определении проектной плотности б.р. 2. Тектонических нарушений и вскрытие зон с АВПД. 3. разбуривание несовместимых интервалов бурения (ГРП, поглощение – снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт) 4. Ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений. 5. Недостатки оперативного контроля за текущими изменениями Рпл вследствие законтурного заводнения. 6. Снижение гидростатического давления столба б.р. из-за падения уровня в скважине в результате поглощения. 7. Снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при СПО. 8. Снижение плотности б.р. при его хим. обработки. 9. Снижение Рзаб при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов. 10. Снижение Рзаб в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурномеханических параметров б.р. 11. Разгазирование раствора в ПЗС вследствие длительных простоев скважины без промывок. 12. разрушение обратных клапанов в бурильной или ОК в процессе их спуска. 13. нарушение целостности ОК и БК при их спуске в скважину без заполнения их жидкостью. 14. некачественное крепление колонн, перекрывающие г-н-в насыщенные напорные горизонты.

studfiles.net


Смотрите также