какие технические средства предназначены для раннего обнаружения гнвп

Тема Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

mir.zavantag.com > Военное дело > Документы

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.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Тема 6. Ликвидация газонефтеводопроявлений. Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений.
^ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЙ И ЛИКВИДАЦИИ ПРОЯВЛЕНИЙ
Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.

Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.
^ Метод непосредственного контроля забойного давления
Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.

Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться п о с т о я н н о е з а б о й н о е давление.

Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.

Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

^ Методы ликвидации проявлений
Метод уравновешенного пластового давления
В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.

При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.

Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.

При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.

Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.
4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.

Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р _из.т + Р  Р_гп — gh т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью.

Промывку производят при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.

Следят за тем, чтобы выходящий из скважины буровой раствор был полностью дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.

На рис. 1 показана последовательность операции при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах.

Вымыв флюида утяжеленным буровым раствором в течение одного цикла циркуляции. Давление на забое можно поддерживают постоянным путем непрерывного понижения давления в колонне, бурильных труб от Р_н до Р_к. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

Утяжеление бурового раствора и вымыв флюида в течение нескольких циклов. При вымыве флюида в течение нескольких циклов рассчитывают необходимые промежуточные давления циркуляции.

Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора ( рис. 2 ).

Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.

Для поддержания ритма работы в процессе утяжеления бурового раствора целесообразно увеличение плотности раствора производить введением одинакового количества утяжелителя на каждой стадии.

При отсутствии промывки скважину контролируют по давлению в бурильных трубах, поддерживая его постоянным и не допускают его роста выше Р_из.т. + Р установившегося сразу же после закрытия скважины.

Циркуляцию восстанавливают при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения.

Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе чаще всего свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением. При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих свойств буровых растворов. При слабых притоках глушение начинают путем промывки скважин с противодавлением в затрубном пространстве равным Р. Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостаточном избыточном давлении в затрубном пространстве. Поэтому, последовательно повышают Р_из.к на 1,0-1,5 Мпа и продолжают промывку до тех пор, пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле :

Источник

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это-

· Уровнемеры различных конструкций.

· Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

· Приборы для определения плотности жидкости.

· Приборы для определения изменения давления.

· Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Арматура АУ ЭЦН. Назначение, устройство, техническая характеристика

Арматура АУЭЦН-146х14 и АУЭЦН-168х14. Назначение, устройство, техническая характеристика.

Арматура устьевая для электроцентробежных насосов предназначена для:

1.Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.

2.Удержания на весу НКТ.

3.Направления нефти в выкидную линию.

4.Выполнения различных технологических операций.

5.Проведения глубинных исследований.

1.Условный проход запорных устройств и элементов обвязки арматуры 50 мм.

2.Рабочее давление арматуры в сборе с верхней задвижкой и кабельным вводом 40 атм.

2.Рабочее давление арматуры без верхней задвижки и кабельного ввода 140 атм.

3.Пробное давление 210 атм.

Состоит из следующих деталей и узлов:

-устьевого патрубка с фланцем;

-вкладыша устьевой арматуры;

-угловых вентилей (3 шт.);

-выкидной линии из НКТ диаметром 60 мм.

Билет 11

Физико-химические свойства окиси углерода (угарного газа). Действие на организм человека. Средства защиты

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 углём. Образуется при неполном сгорании топлива. Взрывоопасен, 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 (понижается гемоглобин), вызывая кислородное голодание, вследствие чего наступает удушье. Способен накапливаться в организме.

ПДК – 20 мг/м 3 (0,0016%); НПВ – 12,5% (156000 мг/м 3 ); ВПВ – 75%.

Действие при различных концентрациях:

1.125 мг/м 3 – через несколько часов заметного воздействия на организм нет.

2.1250 мг/м 3 – через час – головная боль, тошнота, недомогание, учащённое сердцебиение.

PS. При содержании в воздухе 0,04% СО примерно 30% гемоглобина крови вступает в химическое соединение с СО, при0,1% – 50%, при 0,4% – более 80%. В помещении, воздух которого содержит 0,2% СО находиться в течение 1 часа вредно для организма, а при содержании 0,5% СО, даже в течение 5-и минут находиться в помещении опасно для жизни.

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

2.Вынести пострадавшего на свежий воздух.

3.Определить состояние пострадавшего.

4.Оказать первую медицинскую помощь.

5.Если есть возможность – дать медицинскую кислородную подушку.

1.Изолирующий противогаз (шланговый, кислородный).

2.Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

2. Изолирующие шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2. Назначение, устройство, пользование противогазом

Шланговые противогазы ПШ – 1, ПШ – 2.

ПШ – 1 самовсасывающий: 1 работает + 2 на верёвке.

ПШ – 2 принудительная подача воздуха: 2 работают в масках + 2 на верёвке + 1 на воздуходувке + 1 дублёр с комплектом ПШ – 1.

Работать не более 30 минут, отдых не менее 15 минут (должно быть оговорено в наряде).

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП.

— жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

— фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

— жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

— жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

— жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

— жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

— содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

— подтоварной водой (технической);

— водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций, хлористый калий);

Билет 12

Вредные и опасные свойства паров нефти, нефтепродуктов и газов

Состав воздуха: ГОСТ-12.1.005-88. (сухой воздух)

При содержании кислорода в воздухе: Выдыхаемый человеком воздух.

Статическое электричество

Статическое электричество. При плотном соприкосновении или движении материалов относительно друг друга, образующиеся электрические заряды могут накапливаться на их поверхности. Накопление зарядов статического электричества опасно, т.к. возможны искровые разряды.

Мероприятия по снятию статического электричества.

1.Заземление ёмкостей (зануление, выравнивание потенциалов).

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/с.

6.При фонтанировании – орошение устья водой.

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Источник

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

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.

Рекомендуемые файлы

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, 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 возникновенииГНВП

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

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

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

Раздел I. ГНВП в процессе разбуривания цементного моста,

промывке, СПО и других операциях

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

При возникновении ГНВП:

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

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

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

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

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

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

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

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

Раздел II. ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

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

2.При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы

Раздел III. ГНВП с прихваченным инструментом

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

Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных

бурильных труб или НКТ.

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

Раздел V. ГНВП при перфорации и геофизических работах.

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

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

Раздел VI. ГНВП при подъеме пластоиспытателя.

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

Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

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

ИП – испытатель пласта

ВК – выпускной клапан

УК –уравнительный клапан

ЗПК – запорно-поворотный клапан

ПК – циркуляционный клапан

Раздел VII. ГНВП при спуске эксплутационной колонны.

Затем закрывает превентор, после этого шаровой кран и затрубную задвижку.

Раздел VIII. ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

При повышении концентрации Н2S воздухе, близкой к 0,5% объемных (7575мг/м³), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

Раздел IX. Открытое фонтанирование при невозможности

загерметизировать устье скважины.

1. Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.

2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

3. Машинист останавливает ДВС, по возможности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из опасной зоны.

4. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВОпо особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

Раздел X. Воспламенившийся газонефтяной выброс

Источник