Категории скважин по опасности возникновения гнвп


Классификация скважин по степени опасности возникновения гнвп - раздел 5

5 Газонефтеводопроявления и открытые фонтаны. План ликвидации возможных аварий

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории.

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне
газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину
через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.
  • Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между
собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
  • Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т.
  • Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
  • Все скважины с отсутствием циркуляции.
  • Разведочные скважины.
  • Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
  • Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление
выше гидростатического более чем на 10%.

Вторая категория:

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление
выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м3/т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением
больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория:

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже
гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое
давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).
Причины возникновения ГНВП
  • Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при
составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
  • Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях
инструмента и оборудования.
  • Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
  • Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
  • Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках
за счет поступления газа из пласта.
  • Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • Длительные простои скважины без промывки.
  • Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и
водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 2
страница2/4
Дата12.02.2018
Размер54.5 Kb.
Название файлараздел 5.doc

nashuch.ru

Категория сложности скважин

Скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений распределяются по следующим категориям:

1 категория

- нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м³/т и более;

- нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

- нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более;

- нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м³ для сероводорода; 3 мг/м³ в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих (ГОСТ 12.1.005-88);

2 категория

- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м³/т;

- нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%;

- скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.

3 категория

- скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м³/т;

Примечание:

Скважины, расположенные на спецоснованиях, насыпных дамбах, а также на «кустах» считаются на одну категорию выше.

Категория опасности для площадей и отдельных скважин определяется ежегодно комиссией, состоящей из ведущих специалистов технологической и геологической служб НГДУ и противофонтанной службы (АВО).

В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и противофонтанной службой с оформлением акта.

2.Схема обвязки противовыбросового оборудования.

Типы и основные параметры противовьгбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862-80 .

Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 5):

1 — двухгтревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 5, а);

2 — трехпревеигорная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 5, б);

3 — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 5, е.);

4 — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 5, г).

Под стволовой частью ОП понимается совокупность состав­ных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых со­впадает с осью ствола скважины, последовательно установлен­ных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифояьдом ОП называется система тру­бопроводов, соединенных по определенной схеме и снабжен­ных необходимой арматурой (включает в себя линии дроссели­рования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть спрессовано водой.

ОП должно обеспечивать гер­метизацию устья скважины с на­ходящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протас­кивание бурильных труб с зам­ковыми соединениями и обсад­ных труб с муфтовыми соедине­ниями.

Линии ПВО закрепятся на опорах и направлены в сторону от произв., быт. Сооруж.с уклоном от устья с составлением акта на крепление линий.

Длина линий должна быть:

- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т не менее 30 м;

- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

На новых площадях длина линий устанавливается проектом с учётом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.

В условиях Татарстана длина выкидных линий, составляет по 30 м. каждая, а управление превентора переоборудывается на ручное. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Требования безопасности при монтаже превентора на устье скважины.

Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

Подтаскивание превентора к устью, допустимо производить с помощью кирмака, а установку на колонну, талями, с использованием центрирующего приспособления. Наворот ПВО на муфту колонны производится только в ручную с усилием вахты.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

1.Правила записи результатов анализов в «Журнал контроля воздушной среды».

Контроль воздушной среды должен производиться на местах в соответствии с перечнем объектов контроля и точек отбора проб, периодичностью в соответствии с план-графиком, утвержденным главным инженером предприятия. Дата и время отбора проб воздуха, результаты анализов, а также тип и номер приборов заносятся в «Журнал контроля воздушной среды» данного объекта. Показания сигнализатора газоанализаторщик записывает в «Журнал КВС», а при особо опасных работах и в наряд-допуск. Журнал КВС должен содержать следующие записи выполняемые газоанализаторщиком и мастером:

- Номер по порядку.

- Дата, время, место отбора пробы.

- Наименование измеряемого газа.

- Тип и номер прибора.

- Фамилия и должность производящего анализ.

- ПДК (в мг/м3) или НПВ и ВПВ (в % объёмн.) измеряемого газа.

- Результат анализа (в мг/м3 или в % объёмн.).

- Подпись ответственного лица (мастер).

- Принятые меры по ликвидации загазованности (мастер).

- Причины повышения загазованности.

- Примечание.

Проведение контроля воздушной среды в помещениях, где есть возможность накопления газа, замер производят через каждые 4 часа. Там, где нет возможности накопления газа, например в культбудке – у окна, двери, под столом замер производят 1 раз за 8 часов.

При ведении огневых работ анализы воздушной среды должны проводиться:

- на наружных установках - через каждый час;

- в помещениях, емкостях, РВС - через каждые 30 минут;

- после перерывов, при возобновлении работ.

2.Условия безопасной проводки скважины (равновесия). Давления, входящие в их характеристики.

Гидростатическое давление не должно превышать пластовое

Pпластовое = Pгидростатическое

Билет № 12

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

Основные неисправности газоанализаторов электрического действия.

1) На прибор должен быть аттестат Госповерки, которая проводится 1 раз в 6 месяцев. 2) Произвести внешний осмотр прибора на целостность.

3) Включить прибор и прогреть 5 минут. Если прибор не включается, или мигает точка в десятичном знаке дисплея, то это означает, что батарея разряжена и её необходимо зарядить с помощью зарядного устройства (ЗУ). 4) Зарядка батареи: включить зарядное устройство в сеть 220 В, должен красный светодиод со знаком !. Вставить прибор в ЗУ так, чтобы совпали зарядные клеммы прибора и ЗУ, нажать кнопку на ЗУ и произвести разряд батареи до тех пор, пока красный светодиод не погаснет, отпустить кнопку, загорится зелёный светодиод зарядки и зарядить прибор в течение 16 ч.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 5

Основным средством предотвращения газонефтеводопроявлений в бурящихся скважинах является применение промывочных жидкостей надлежащего качества, которые способны:

- создавать своим весом необходимое противодавление на пласт;

- надёжно глинизировать пористые пласты, создавая на стенах скважины тонкую корку (иметь низкую водоотдачу);

- обладать минимально допустимой вязкостью и статическим напряжением сдвига для обеспечения дегазации.

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также минимальный ущерб окружающей среде.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтенасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м),

- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин. Максимально допустимая репрессия (с учётом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетах напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 5.2.4. настоящей инструкции, в следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобождённого газа) находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/cм3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

При постоянном падении плотности бурового раствора необходимо выяснить причину и принять меры к восстановлению значений плотности. При разжижении раствора нефтью, технической и пластовой водой принять меры к восстановлению плотности путём обработки и утяжеления раствора, либо замене разжиженного раствора новым.

Если объёмное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп

Маркакоробки Цвет Коробки Областьприменения
А Коричневая Органические газы (бензол,толуол,ацетон,бензин,сероуглерод,эфиры,анилин,нитросоединения бензола и т.д.)
В Желтая Кислые газы (сернистый ангидрид, хлор, хлористый водород, окислы азота, сероводород, синильная кислота, фосген и т.д.)
Г Пары ртути
Е Черная Мышьяковистый и фосфористый водород
КД Серая Аммиак, смесь аммиака с сероводородом
СО Белая
М Красная Кислые газы (мышьяковистый и фосфористый водород, аммиак, смесь аммиака с сероводородом, окись углерода) –время защиты ограничено
БКФ Зеленая с белой вертикальной полосой Кислые и органические пары и газы в присутствии дыма, пыли и тумана
Коробки с белой вертикальной полосой одновременно защищают от пыли, дыма и тумана. 6.3 Изолирующие противогазы.В изолирующих противогазах - вдыхаемый воздух изолирован от воздуха рабочей зоны. Подразделяются на шланговые, кислородные и воздушные дыхательные аппараты (ВДА).

Условия эксплуатации: любые, т.к. воздух поступает из незагазованной зоны.

Шланговые противогазы ПШ – 1, ПШ – 2.

Состав комплекта ПШ - 1 ПШ - 2
Маски с соединительными трубками 3 6
Пояс для крепления шланга 1 2
Фильтрующая коробка 3 -
Сигнально–спасательн. веревка 25 м. 1 2
Металлический штырь 1 -
Воздуходувка со шнуром 10 м - 1
Шланги По 10м 2 шт. По 20м 2 шт.
Рукоятка для вращения воздуходувки (40 оборотов в минуту). - 1
ПШ-1 самовсасывающий: 1 работает + 2 на веревкеПШ-2 принудительная подача воздуха: 2 работают в маске +2 на веревке +1 на воздуходувке + 1 дублер с комплектом ПШ-1.Работать не более 30 минут, отдых не менее 30 минут, должно быть оговорено в наряде.

7.3 Сероводород h3S. (гидрид серы).

Сильно токсичный, взрывоопасный и корозионноактивный бесцветный газ с характерным запахом тухлых яиц, сладковатым запахом при малых концентрациях. При больших концентрациях запах не чувствуется. Горит синеватым пламенем с выделением сернистого газа (SO2) и воды (Н2О). Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой и при попадании на кожу человека вы­зывает покраснение и экзему. Относится к сильному нервно-паралитическому яду, вызывающему смерть в результате остановки дыхания. Температура воспламенен. 246°С. Плотность-1,54 кг/м3, по от­ношению к воздуху -1,19, скапливается в низинах, траншеях, ямах.

ПДК: - 3 мг/м3 - в смеси с углеводородами; (С1 - С5) (0,0002% )

- 10 мг/м3 - в чистом виде; (0,00066%)

- 1,4 мг/м3 - порог чувствительности; (сладковатый, потом тухлых яиц).

      • 0,008 мг/м3 - норма для населенного пункта. (СанПиН-22.1/21.1.567-96).
      • 1000 мг/м3
НПВ = 4,3 % . (60000 мг/м3 ).

ВПВ = 45,5 %. (640000 мг/м3 ).

Действие при различных концентрациях:

1. 150 мг/м3 - легкое отравление (появляется насморк, затем кашель).

2. 250 мг/м3 - среднее отравление (жжение и боль в глазах, светобоязнь, металлический вкус во рту, головная боль, тошнота, потеря сознания).

3. 750 мг/м3 - тяжелое отравление (через 15-20 мин. смерть).

4. 1000 мг/м3 — смерть.

Оказание помощи:

1. Обезопасить себя (надеть противогаз с соответствующей коробкой).

2. Вынести пострадавшего на свежий воздух.3. Определить состояние пострадавшего.4. Оказать первую медицинскую помощь.

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой БКФ (зеленый), КД (серый).В(жёлт.)2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

8.3. Метан СН4 .

Газ без цвета, запаха и вкуса. Плотность по воздуху 0,55. Обладает большой летучестью, испаряемостью. Хорошо горит на воздухе почти бесцветным пламенем. Полностью сгорая, образует углекислый газ (двуокись углерода )

ПДК-300 мг/м3 (0,042%). НПВ-5%(33000 мг/м3 ). ВПВ-15%(100000 мг/м3 ).

При наличии в воздухе 10% - недостаток кислорода, а при 25-30% - наступает удушье.

Средства защиты:

1. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).2. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

PS. Одоранты – спец. жидкости (этил меркаптан) вводят столько, чтобы запах газа в помещении чувствовался при 1% концентрации.

9.3. Окись углерода СО (угарный газ, оксид углерода).

Газ без цвета, запаха и вкуса. Плотность по воздуху 0,97. Горит синеватым пламенем. Почти не поглощается активированным углем. Образуется при неполном сгорании топлива. Взрывооопасен, слабо растворим в воде. Чрезвычайно токсичный газ. Действие на организм человека заключается в том, что СО в 200-300 раз быстрее соединяется с гемоглобином крови, вытесняя из неё кислород, образуя карбоксигемоглобин, вызывая кислородное голодание, вследствии чего наступает удушье. Способен накапливаться в организме.

ПДК - 20 мг/м3 (0,0016 % ). НПВ - 12,5 % (156000 мг/м3 ). ВПВ - 75 % .

Действие при различных концентрациях:

1. 125 мг/м3 - через несколько часов, заметного воздействия на организм нет.

2. 1250 мг/м3 - через час головная боль, тошнота, недомогание, учащенное сердцебиение.

3. 6250 мг/м3 - через 20-30 минут наступает смерть.

4. 12500 мг/м3- смерть.

PS. При содержании в воздухе 0,04% СО примерно 30% гемоглобина крови вступает в химическое соединение с СО, при 0,1% - 50%, при 0,4% -более 80%. В помещении, воздух которого содержит 0,2%СО в течении 1 часа вредно для организма, а при содержании 0,5%СО, даже в течении 5 минут находится в помещении опасно для жизни.

Оказание помощи:

1. Обезопасить себя и далее как и при отравлении сероводородом.

Если есть возможность, дать медицинскую кислородную подушку.

Средства защиты:

1. Фильтрующий противогаз с коробкой СО (белой).2. Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

10.3. Оказание первой мед. помощи при обмороке (дыхание и пульс есть).

Главное обезопасить себя.

При обмороке следует быстро вынести пострадавшего на свежий воздух из загазованной зоны в наветренную сторону или в проветриваемое помещение. Уложить на горизонтальную поверхность , освободить от стесняющей одежды Определяется состояние пострадавшего:
  • дыхание (зеркалом , полоской бумаги , пухом); - пульс.
Если есть дыхание и пульс, пострадавший находится в обмороке – необходимо дать понюхать нашатырный спирт слегка ударить, обрызгать водой.

11.3. 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 приезда скорой помощи) 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.).

12. 3. Оказание первой помощи (дыхание и пульс отсутствуют).

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 условиемдля 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 принадавлива­нии 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 человек, то на каждые два вдувания он производит 15 надавливаний на грудину. За 1 мин. не­обходимо сделать не менее 60 надавливаний и 12 вдуваний, т.е. вы­полнить 72 манипуляции, поэтому темп реанимационных мероприя­тий должен быть высоким.При участии в реанимации двух человек соотношение «дыха­ние-массаж» составляет 1:5 ( на одно вдувание первого, второй делает 5 надавливаний на грудь (не одновременно), не менее 12 циклов за 1 мин.).Действия считаются эффективными при: сужении зрачков, порозовении кожи, появлении самостоятельного пульса и дыхания.

«Биологическая смерть»- Признаки смерти .1. Зрачки широкие, не реагирующие на свет.

2. Окоченение3. Трупные пятна.

13.3. см. билет 4.3

14.3. Общие требования безопасности на скважинах содержащих h3S.

  1. К работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медосмотр, знающие признаки появления h3S, его вредное воздействие на организм человека, умеющие оказывать первую доврачебную помощь при отравлениях газами и парами нефти.
  2. Бригада должна быть обеспечена СИЗод, уметь пользоваться ими, знать их устройство.
  3. При содержании h3S в воздухе рабочей зоны выше ПДК, необходимо:
- всем надеть соответствующие противогазы;- подать сигнал тревоги и сообщить диспетчеру УБР;- обозначить загазованную зону знаками или выставить посты. Дальнейшие работы проводятся работниками ВО с привлечением работников бригады.
  1. При концентрации h3S в воздухе рабочей зоны близкой к 0,5% объёмных, допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:
- вывести людей из опасной зоны;- сообщить диспетчеру УБР. Дальнейшие работы проводятся работниками ВО.
  1. На территории буровой не допускается устройство котлованов и траншей, за исключением предусмотренных проектом.
  2. Газ, содержащий h3S, выпускать в атмосферу без сжигания не допускается.
15.3 Состав воздуха: ГОСТ-12.1.005-88. (сухой воздух) Кислород - 21% . 20,95% . Азот - 78%. 78,09%.Водород- 0,01 %. 0,01%.

Двуокись углерода (СО2) - 0,03 %. 0,03%.

Инертные газы - 0,94 % . из них аргона (Аг) -0,93%.

16.3 При содержании кислорода в воздухе:

-от 14% до 15%-дыхание трудное. -от 10% до 12%-удушье. - от 8% до 10% - потеря сознания. - при 6% и менее – смерть.

17.3 Статическое электричество

При плотном соприкосновении или движении материалов относительно друг друга, образующиеся электрические заряды могут накапливаться на их поверхности. Накопление зарядов статистического электричества опасно, т.к. возможны искровые разряды.Мероприятия по снятию статистического электричества1. Заземление емкостей.2. Введение в перекачиваемые нефтепродукты специальных присадок.3. При наливе не должно быть свободно падающей струи.4. При транспортировке не должно присутствовать плавающих предметов.5. При истечении из трубопроводов скорость не более 1 м/сек.6. При фонтанировании орошение устья водой.
    1. Проведение КВС на буровой и помещениях. (КВС-главн меропр-е по предупрежд взрывов. пожаров и отравлений)
Отбор проб воздуха на токсичность в рабочей зоне производится на уровне дыхания не менее чем в трех точках, по три раза. В помещениях, где есть возможность накопления газа, замер через каждые 4 часа. Там, где нет возможности накопления, например в культбудке - у окна, двери, под столом - 1 раз за 8 8часов. Данные записываются в журнал КВС.

КВС на буровой производится в следующих случаях:

1. При вскрытии и прохождении продуктивных пластов, содержащих сероводород - не реже 1 раза в час.2. При газопроявлении на скважине - не реже 1 раза в 2 часа.3. При бурении на растворах, содержащих нефть или другие легковоспламеняющиеся жидкости - каждый раз после обработки.

Точки отбора проб на буровой:

1. На рабочей площадке буровой. 2. У стола ротора. 5. У доливной ёмкости. 3. У вибросита. 6. У насоса.4. У приемных емкостей. 7. У устья. 8. На желобах.

19.3 При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

- надеть соответствующий противогаз;- оповестить людей и руководителя;- выставить посты (знаки);- принять меры по ликвидации загазованности;- организовать КВС не реже чем час.7. После устранения причин загазованности необходимо провести контрольные замеры в местах возможного скопления газа.

20.3. При повышении концентрации сероводорода допустимой для фильтрующих противогазов:

При повышении концентрации сероводорода в воздухе близкой к 0,5% объемных (7594 мг/ м3), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:

1. Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны.2. Сообщить о создавшейся аварийной ситуации руководителю предприятия, вызвать ВО.3. Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в пределах взрываемости.

4.Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

7.4 Распределение обязанностей и практических действий членов вахты при ГНВП.

Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий явл-ся бурильшик.

Page 2
1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп

Название: lektsii_po_GNVP_32_chasaERBS.doc

Размер: 156 Kb.Чтобы скачать эту работу пришлите любую свою работу.Скачивание начнется мгновенно. !!! Пожалуйста присылайте только собственные работы(реферат, курсовая, контрольная, эссе, гдз, шпаргалки, сочинение, отчет по практике и т.п.) Принимаются форматы (doc,docx,pdf,rtf,ppt,pptx,odt)Продолжить поиск:

topuch.ru

Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений - Технологии

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Первая категория:

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;

нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % ;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;

нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория :

нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Третья категория :

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

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, расчетного объема доливаемой жидкости при СПО.

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

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

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

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

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

Первоочередные действия производственного персонала при возникновениигазонефтеводопроявления.

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

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

· Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

student2.ru


Смотрите также