1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп
 Скачать 156 Kb.
|
|
1.2.3.Классификация скважин по категориям опасности возникновения ГНВП. По степени опасности все скважины подразделяются на 3 категории: К ПЕРВОЙ категории - относятся: а)- Газовые скважины независимо от Рпл; б)- Нефтяные скв-ны, в нефти которых содержится газ больше100 м.куб./т.; или в)- содержится сероводород превышающий ПДК(Предельно допустимая концентрация) г)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. на 10% . (и наз.-ся АВПД.) Ко ВТОРОЙ категории – относятся: а)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. меньше чем на 10%; б)- в нефти которых содержится газ обьёмом меньше 100 м.куб./т.; и в)- содержание сероводорода не превышает ПДК. К ТРЕТЕЙ категории – относятся скважины в которых Рпл равно или меньше Рг.ст., а сероводород отсутствует. ( Разведочные скв-ны бурятся по первой или второй категории.) 4. Газовые и нефтяные проявления. ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО. ГНВП – подразделяются на - Газовые. - Нефтяные. - Смешанные. Газовые проявления наиболее опасны, т.к. 1-газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем и давление в короткое время. При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому.2-Газ взрыво пожароопасен, 3-Газ-токсичен(отравления персонала), 4-Скорость подъёма газа в десять раз выше нефти. Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий связана с очисткой устья, оборудования и территории. Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная. Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований, а также затягивания процесса герметизации устья. Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а так же прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде. Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая. Признаки обнаружения ГНВП. Подразделяются на раннего и позднего обнаружения. Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные. 6-1 . ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ:( напрямую показывают о ГНВП) 1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях. 2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины. 3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента. 4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента. 5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО. При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!! 11-1. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком ГНВП, так и аварийной ситуации на скважине) 1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает) 2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ). 3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте. 4.Увеличение крутящего момента на роторе. 5.Повышение содержания газа в ПЖ. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков. Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения: 1. Снижение плотности ПЖ. 2.Увеличение вязкости ПЖ. 3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра). 4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины. 3-1. ГНВП при спуске инструмента, -причинами является: - увеличение скорости спуска; (Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП) -увеличение диаметра инструмента; -уменьшение диаметра скважины; -увеличение вязкости раствора; Мероприятия: 1.Ограничение скорости спуска инструмента. 2.Соблюдение регламента промежуточных промывок. 3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны. 5-1. ГНВП при подьёме инструмента.
4. -осложнённый ствол скважины; 5. -большие значения СНС. Мероприятия:
4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, ( 10-1) причиной может быть: а)- повышение плотности бурового раствора; б)- понижение плотности бурового раствора; в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве. Р А С С М О Т Р И М эти причины. а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии: -- насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений; -- загрязнения р-ра шламом; -- приготовления р-ра завышенной плотности. б).- Снижение плотности р-ра происходит при: -- разгазировании р-ра газом из пласта; -- разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой; -- вспенивании р-ра при хим. обработке; -- выпадении утяжелителя в осадок. в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при: -сужении ствола скважины; -образовании толстой глинистой корки и сальников на стенках скв-ны; -увеличения вязкости и СНС р-ра; -высокой скорости потока; -и большой глубины скважины. При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня раствора в скважине. 7-1.ГНВП при креплении скважины, -причинами является: а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ.!!!) б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана; в).-отсутствие промежуточных промывок; г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК; д) -нарушение технологий приготовлений и закачки; е) -ошибки при расчетах которые могут привести к перетокам из затрубного в трубную и наоборот. Следует учитывать объемы и удельные веса: а) жидкости глушения; б) буферной жидкости; в) цементного раствора; г) продавочной жидкости. М Е Р О П Р И Я Т И Я: -заключаются в недопущении (или устраненении) причин. Причины возникновения ГНВП при длительных остановках.
При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины. 12-1.ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВОЧНОЙ И ЗАДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ. Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям. 1.Создавать на пласт давление достаточное для условия равновесия- Рпл < Рпж < Ргрп Рпж = Рпл+Δ Р 2. Не вступать в химическую реакция с флюидом продуктивного пласта, породой и не создавать нерастворимые осадки в пласте. 3. Иметь стабильные параметры. (по ГТН) 4. Быть технологичной в приготовлении и использовании. Параметры жидкости должны соответствовать плану работ, контролироваться при приготовлении на растворном узле, перед закачкой в скважину, а при бурении боковых скважин через каждое 1-2 часа работы. Отклонение параметров от установленных может привести к ГНВП и другим осложнениям.
Необходимая плотность определяется с условием создания противодавления на пласт. ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности. При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл ) При повышении может произойти поглощение с понижением уровня промывочной жидкости в скважине.(также происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )
2-1. Основное условие равновесия в скважине. Р пл < Рж < Ргрп. При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает. Давление столба жидкости в стволе скважины должно превышать пластовое Рж = Рпл. + ΔР Δ Р – превышение давления столба жидкости над пластовым согласно ПБ НГП должно составлять: 10 % от Рпл. - для скважин глубиной до 1200 м. (в интервале от 0 до 1200м) но не более 15 атм.; 5 % от Рпл. - для скважин в интервале от 1200 м. и более, но не более 25-30 атм. Если Рж > Рпл - это репрессия (бурение, освоение, ремонт), если Рж < Рпл - это депрессия (фонтанная добыча, ГНВП , открытый фонтан). 9-1. Причины возникновения ГНВП при установке нефтяных и кислотных ванн. При установке нефт-х ванн нарушается условие равновесия в скважине(см Б2-1), уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Поэтому перед установкой ванн необходимо: 1- проверить состояние ПВО, его монтаж должен обеспечить установку ванн при закрытом превенторе. 2- На ведущую трубу устанавливается обратный клапан или шаровой кран. 3- Проверяется расчетным путем давление столба жидкости в затрубье и готовится ПЖ соответствующей плотности. (для задавки в случае ГНВП) При установке кислот. ванн от реакции кислоты с карбонатн породами образуется большое кол-во газа, которое при промывке увеличивается в объеме, тем самым уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Кроме этого кислота разъедает каналы в порах пласта, по которым нач-ся усиленнное поглощнение, ...приводит к ГНВП. 14 Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасно и почему?(см №4) ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО. ГНВП – подразделяются на - Газовые. - Нефтяные. - Смешанные. Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт. Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории. Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная. 15. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- немедленно загерметизировать устье скважины !!! 16. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков. 17. Причины возникновения ГНВП при СПО (см билет №7+8) - увеличение скорости спуска; (Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба пром. жидкости и уменьшение противодавления на пласт.) -увелечение диаметра инструмента; -сужение диаметра скважины; -увелечение вязкости раствора; Мероприятия: 1.Ограничение скорости спуска инструмента. 2.Соблюдение регламента промежуточных промывок. 3.Проработка (расширка) интервала сужения. –не контролируемый долив, или подъем без долива; –подъем инструмента с сифоном; –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание) Мероприятия: 1.-Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива). 2.– Контроль за параметрами промывочной жидкости. 3.– Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла). 4.–Запрещение подъема с сифоном и поршневанием. 5.–Ограничение скорости подъема. 16-1. Причины возникновения ГНВП при геофизических работах.
Причины возникновения ГНВП при длительных остановках. 1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок. 2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт. При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины. 15-1. Причины возникновения ГНВП при поглощении промывочной жидкости. При поглощении промывочной жидкости уменьшается высота столба жидкости и соответственно противодавление на пласт , появляется депрессия, которая приводит к ГНВП. ГАЗОБЕЗОПАСНОСТЬ 1-3. ПДК - это концентрация данного вредного вещества в воздухе рабочей зоны, при которой не происходит изменений в организме человека (заболевания или отклонений в состоянии здоровья) в течение рабочего дня и всей трудовой деятельности. Измеряется в мг/м³; % объём.; (мг/литр.). 2.3 НПВ, ВПВ. Углеводороды нефти (метан), сернистые соединения, пары бензина и т.д. в смеси с воздухом при определенной концентрации могут образовывать взрывоопасные смеси, в связи с этим существует понятие нижнего и верхнего предела взрываемости. НПВ - это минимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой происходит взрыв, при поднесении источника огня, и наличии кислорода. ВПВ - это максимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой еще происходит взрыв, а выше горение. Метан: ПДК-300 мг/м3, НПВ- 5%; ВПВ- 15%; Сероводород: ПДК- 3мг/м3 в смеси с углеводородами; 10мг/м3- в чистом виде; НПВ-4,3%; ВПВ-45,5%; Сан. норма нас. пункт = 0,008мг/м3 Угарный газ (окись углерода): ПДК- 20 мг/м3 ; НПВ-12,5%; ВПВ-75%. 3.3 Воздух рабочей зоны - это пространство высотой до 2-х м. над уровнем пола или рабочей площадки, на котором находится место временного или постоянного пребывания работающих.
ПФП-предназначены для защиты органов дыхания, зрения, слуха и кожи головы человека от воздействия вредных, ядовитых газов и паров. Противогазы существуют 2-х типов: фильтрующие и изолирующие. 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. Состоит: шлем-маска, гофрированная трубка, коробка, сумка. Условия эксплуатации: 1. Когда состав вредных, ядовитых газов более или менее известен. (примерно известен) 2. Когда содержание кислорода не менее 16% 3. Когда вредных веществ не более 0,5%. 4. Запрещается применять: 1)- для защиты от низкокипящих плохо адсорбирующихся органических веществ (метан, этан, ацетилен), 2)-от газов и паров неизвестного состава, 3)в колодцах, ямах, траншеях, плохо проветриваемых помещениях и резервуарах Проверка противогаза: 1. Внешний осмотр (пожелтевшую с трещинами маску отбраковывают). 2.Герметичность: в последовательности - маска-трубка-коробка, поочередно затыкая пробкой или ладонью. Отбраковка коробок: 1. По сроку хранения - 5 лет.( или 3 года, смотри таблицу ) 2. Если под маской появился запах. 3. По отработанному времени. 4. По весу: увеличение веса: М (красный) на 35 грамм, СО (белый) на 50гр. 5. Если при встряхивании имеется шорох. 6. Худые, ржавые, мятые. Подбор маски. Подбирается по сумме двух измерений:
Затем примерка, если свободно - берётся меньший размер. Хранение - в темном, сухом, прохладном месте вдали от нагревательных приборов. 5.3 Противогаз промышленный фильтрующий модульный ППФМ-92. Это противогаз, у которого последовательно собрано в модуль две или более коробок (коробки из неокисляющегося металла ). Если соединены 2 коробки, то их защита возрастает до 1% концентрации вредных веществ. Цвета и марки коробок идентичны обычным. Условия эксплуатации:
Размер масок – от 1 до 4, подбирается по таблице. Из одного замера макушка – подбородок, в мм. | ||||||||||||||