Ответник. 111 Вопросник (ответы) ПДК РБЕ. Какие требования должны выполняться перед началом строительства скважин
 Скачать 211.84 Kb.
|
|
§ 10. Требования фонтанной безопасности при испытании пластов в процессе бурения 109. Испытание пластов в процессе бурения с помощью пластоиспытателя осуществляется в соот6ветствии с инструкцией на эту работу. Для каждого намеченного к испытанию пласта составляют план работы. 110. В плане испытания скважины в открытом стволе должны быть отражены следующие данные: глубина, диаметр ствола скважины по данным кавернометрии, диаметр и глубина спуска последней колонны, давление пласта, величина создаваемой на пласт депрессии, интервал испытания, место установки пакера и фильтра, длина хвостовика, нагрузка при пакеровке и оборудование устья, продолжительность испытания пласта. На кого возлагается контроль исполнения технического проекта при строительстве скважины? (ПБ в НГДП. П.2.2.7.) Контроль за исполнением проекта возлагается на заказчика и проектную организацию. Требования к персоналу, допускаемому к работе электротехническими установками? (ПТЭ, ПТБ. П.24). К работе электротехническими установками допускаются лица достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование, не имеющие увечий и болезней (стойкой формы). Прошедшие соответствующую теоретическую и практическую подготовку, проверку знаний и имеющие удостоверение на допуск к работам в электроустановках. Что запрещается производить на скважинах находящихся под давлением? Перечень необходимой документации находящейся в деле скважины при испытании? (ИПОФ. п.11.19). На скважинах, находящихся под давлением, запрещается: монтаж, демонтаж, ремонт или перемещение бурового оборудования, вышки, мачты и т.д. Документы, которые должны быть на скважине, находящейся в испытании 1.План испытания с указанием ожидаемого давления пласта, интервалов испытания, способа перфорации, вызова притока пластового фпюида, методов исследования, данное об эксплуатационной колонне, колонной головке, давления опрессовки и т.д., 2.Фактическая схема обвязки устья скважины с указанием всех размеров и чертежи нестандартных элементов обвязки устья 3.Разрешение на испытание, выданное комиссией в составе представителей: »Саноатконтехназорат», «Узгеонефтегззинспекции» и «УзВЧ». 4.Акт приема и сдачи скважины на испытание. 5. Акт о готовности скважины к проведению испытания пластов. 6. Акт о готовности скважины к перфорационным работам (на каждый объект отдельно). 7.Акт об испытании на герметичность: НКТ; сепаратора (трапа); фонтанной арматуры; перфорационной задвижки, эксплуатационной колонны совместно с фонтанной арматурой (воздухом и водой); -газоотводов и узлов обвязки (воздухом и водой); - изоляционного цементного моста. 8.Акт на контрольный замер НКТ и забоя 9. Акт об испытании противозатаскивателя талевого блока. 10. Акт о состоянии наземного оборудования, составленный комиссией Организации проводящей испытание скважин. 11. Акт о проверке с помощью дефектоскопа инструментов для спуско-подьемных операций, грузоподъемного оборудования. 12.акт о проверке заземления оборудования. 13. Паспорта на: - Фонтанную арматуру; - сепаратор: - нестандартную переходную катушку; - гидравлический индикатор веса. 14. Журналы: - вахтовый, - регистрации параметров бурового раствора, - проверки состояния техники безопасности. 15. данные о качестве цементного кольца за колонной (АКЦи.др.) 16. инструкция о действиях членов вахт при ГНВП. 17.Список состава бригады с указанием номеров удостоверений. 18. Плакаты по технике безопасности, пожарной безопасности. Требования к буровым растворам для предупреждения возникновения ГНВП, допускаются ли отклонения плотности бурового раствора? Как оборудуется устья скважины перед перфорационными работами? (ИПОФ. п.101-102). Для предупреждения возникновения ГНВП надо поддерживать технологические свойства бурового раствора, предусмотренных в ГТН. Не допускается отклонение плотности (удельного веса) бурового раствора, находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от величин, установленных проектом. (ИПОФ. п.168). Устье скважины перед перфорационными работами оборудуется специальным оборудованием (лубрикатора, кабельного превентора). Что отражается в ведомости на прототивовыбросовое оборудование? (ИПОФ. п.6.19). Ведомость составляется в 2-х экземплярах, в которой указываются: - заводской номер и инвентарный номер, - тип оборудования, год выпуска, - диаметр проходного отверстия, - рабочее давление, - давление опрессовки на ремонтной базе, - внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных трубопроводов, - внутренний диаметр, толщина стенки, марка стали, длина трубы, на которой устанавливается колонная головка, - типы и диаметр задвижек и их рабочее давление, - давление опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, - размеры плашек превенторов, - размеры переходных катушек, - присоединительные размеры, - перечень деталей и узлов, входящих в комплект ПВО, изготовленных на ремонтной базе с эскизами, - наименование газообразного агента в гидроаккумуляторе, - давление оппрессовки манифольда и газоотводов. Порядок ликвидации и консервации скважин? Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов § 2. Порядок ликвидации скважин Категории скважин, подлежащих ликвидации 15. Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории: I — скважины, выполнившие свое назначение; II — скважины, ликвидируемые по геологическим причинам; III — скважины, ликвидируемые по техническим причинам; IV — скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. § 5. Порядок консервации скважин 49. Все категории скважин (параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные), строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов, подлежат консервации в соответствии с порядком, установленным настоящей Инструкцией. Консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Предусмотренное проектом сезонное прекращение работ консервацией не считается. (ИПОФ. п.135). Консервация или ликвидация скважин проводится в соответствии с «Положением о консервации и ликвидации скважин». Какой размер плашек превенторов устанавливаются при аварийных работах, перфорации? (ИПОФ. п.176). Плашки превенторов должны соответствовать диаметру применяемых труб для ликвидации аварии. При перфорации колонны перфоратором типа ИНК на устье устанавливается фонтанная арматура, и перфорация может быть осуществлена при депрессии на пласт. При проведении прострелочных работ на кабеле должно быть оборудовано кабельным превентором, или превентором с глухими плашками. Требования по подготовке обсадных труб к спуску в скважину? ПБ в НГДП 2.9.23. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления. Какие схемы обвязок устьев скважин применяются при капремонте? №2 С какой целью спускаются в скважину фонтанные трубы? Требования по подготовке превенторной установки к монтажу на устье скважины? ( ИПОФ. п.39). Превенторы вместе с крестовиной и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте, а после ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, на пробное давление. (Пробное давление – зачение давления превышающее рабочее: -для ПВО с рабочим давлением до 70 МПа – в два раза - для ПВО с рабочим давлением свыше 70 МПа – в полтора раза. Какие требования необходимо выполнить перед демонтажем ПВО, устьевой арматуры? Требования к переходным и надпревенторным катушкам? Инстр. По предупр. ГНВП 56. Переходные и надпревенторные катушки должны быть изготовлены в заводских условиях по действующим нормативным документам. Практические действия ИТР в случае прихвата бурильного инструмента при нахождении квадратной штанги против плашек превентора? Какой объем запасного раствора необходимо иметь на буровой? ПБ в НГДП 9.1.11. На буровой должен быть необходимый запас жидкости (воды, глинистого раствора или нефти) для долива скважины в случае поглощения. Требования к техническим манометрам высокого давления? Назовите состав комиссии, выдающей разрешение на дальнейшее углубление (вскрытие продуктивного горизонта, перфорацию), кто является председателем комиссии? На каком удалении от устья располагаются блоки задвижек, отбойные щиты, основной пульт управления ПВО? Организация строительно - монтажных работ в зонах ЛЭП? Как подбирается плотность промывочной жидкости перед вскрытием и при бурении продуктивного горизонта? Сроки проведения каротажных работ в скважине с вскрытым продуктивным горизонтом? Требования к светильникам, установленным на устье скважины, вдоль желобной системы? Понятие, ГНВП, грифон, поглощение промывочной жидкости, частичное, катастрофическое, действие вахты? Насыщение газом или нефтью бурового раствора, перелив раствора через устье скважины, увеличение объема циркулирующего раствора в приемных емкостях, выброс раствора через ротор пластового флюида через отводы превентора, повышение давления на стояке или на отводе при закрытом превенторе, называется газонефтеводопроявлением. Газонефтеводопроявление в определенных условиях может перейти в открытый фонтан. Под открытым фонтаном понимают неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, не герметичности запорного оборудования или вследствие грифонообразования. Грифон - это неконтролируемое поступление нефти, газа или воды на поверхность по естественным и искусственным каналам за кондуктором. Понятие, косвенные и прямые признаки ГНВП, методы их определения? Насыщение газом или нефтью бурового раствора, перелив раствора через устье скважины, увеличение объема циркулирующего раствора в приемных емкостях, выброс раствора через ротор пластового флюида через отводы превентора, повышение давления на стояке или на отводе при закрытом превенторе, называется газонефтеводопроявлением. Прямые признаки ГНВП: насыщение бурового раствора газом, нефтью и водой; перелив или выброс раствора из скважины при остановке насосе; увеличение объема раствора в приемных емкостях при его циркуляции несоответствие объема доливаемого раствора с объемом поднимаемых бурильных труб. Косвенные признаки ГНВП: снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления из пласта нефти, газа или воды, изменение вязкости и СНС раствора; беспричинное снижение давления на стояке при циркуляции раствора; изменение цвета бурового раствора, образование пены, пузырьков, появление запаха газа. Причины ГНВП и ОФ? Несоответствие величины плотности бур. раствора фактич. пластовому давлению и глубине залегания пласта; снижение противодавления на пласт в результате насыщения газом, нефтью бур. раствора или эффекта «поршневания» при подъёме бур. колонны; снижения уровня промыв-й жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения её жидкостью при подъёме бур. колонны или ухода её в пласт; насыщение раствора нефтью, газом при длительном простое скв-ны без промывки; снижение плотности бур. раствора за счёт ухудшения его технолог. свойств и выпадения, в связи с этим, глины или утяжелителя; невыполнение требований проекта и технолог. регламентов по соблюдению промывочной жидкости, промывке скважины, скоростям спуска бур. и обсадной колонн; вскрытие продукт. Горизонта на отметке выше, чем предусмотрено в ГТН. Насыщение газом и нефтью промывочной жидкости происходит по причинам: превышения пластового давления над забойным; перехода газа или нефти, содержащийся в разрушаемой породе, в Пуроыой раствор даже при превышении забойного давления над пластовым. Причины возникновения открытых газонефтеводяных фонтанов ОФ. 1. Несвоевременное обнаружение признаков ГНВП вследствие безответственности или неграмотности бурильщика, бурового мастера. 2.Непринятие своевременных мер для предотвращения выбросов и открытого фонтана или невозможность герметизировать устье скважины вследствие: ошибки в проектировании конструкции скважины, установлении пластового давления, выборе противовыбросового оборудования (ПВО); нарушения проекта при креплении скважины (несоответствие прочности обсадных труб, недоспуск и некачественное цементирование кондукторов и обсадных колонн); несоответствие характеристики ПВО ожидаемому устьевому давлению и его неисправность, несоответствие плашек превентора диаметрам бурильных труб; нарушение герметичности в обвязке и креплении превенторной установки; нарушение герметичности обсадных колонн в результате протертости ее бурильным инструментом, обрыва колонны, и ослабления резьбовых соединений; необученности членов буровой вахты практическим действиям при герметизации устья скважины во время ГНВП; неисправность бурового оборудования (силовые агрегаты, лебедка, талевая система, компрессоры, приводы и отсутствие запасной электростанции). 3.Недостаточный объем запаса бурового раствора необходимого _ качества и материалов для его приготовления, утяжеления с целью глушения ГНВП. Предельно допустимый объем проявления, расчет объема проявления? Методы замера забойного давления; непосредственный, косвенный? Методы глушения скважины; Метод бурильщика; Непрерывный, совмещенный способ; Способ ожидания и утяжеления; Двухстадийный способ; Двухстадийный растянутый способ. Обязанности администрации перед направлением водителя на рейс, продолжительностью 1 сутки? |