Практических действий буровой вахты при возникновении

ПРАКТИЧЕСКИХ ДЕЙСТВИЙ БУРОВОЙ ВАХТЫ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ

ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ (ГНВП) В ПРОЦЕССЕ ПРОВОДКИ СКВАЖИН

Буровики, помните! Открытый фонтан легче предупредить, чем ликвидировать. Главная задача при обнаружении проявления технически грамотно

И быстро загерметизирвать устье скважины и не потерять раствор.

 

Причины проявления:

Снижение противодавления столба бурового раствора на газосодержащие пласты за счет нарушения работниками буровой бригады технологической дисциплины, а именно:

1.Невыполнение требований технического проекта, ГТН, РТК, технологических регламентов по параметрам раствора, режимов промывки.

2.Несоблюдение рекомендуемых скоростей спуска-подъема бурильных компоновок и обсадных колонн, длительные простои без промывки.

3.Некачественные: дегазация, замеры параметров, очистка ствола, наблюдение за уровнем раствора.

4.Несвоевременный: долив, использование в качестве доливной жидкости ¾ раствора с меньшей плотностью.

 

Основные признаки газопроявления:

1. Явные (прямые)

а) увеличение потока бурового раствора при постоянной подаче буровых насосов;

б) увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости;

в) уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство при подъеме инструмента;

г) увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске инструмента;

д) перелив скважины при остановленных насосах.

е) повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности;

2. Косвенные

а) увеличение механической скорости бурения;

б) уменьшение давления на буровых насосах;

в) увеличение крутящего момента;

г) увеличение нерастворимой фракции в буровом растворе и изменение его параметров;

д) изменение размеров шлама.

 

Причины газового фонтана

1. Незнание или невыполнение работниками бригады, базы обслуживания, ИТР управления и контрольной службы обязанностей по ПФБ.

2. Неисправность устьевого оборудования из-за отсутствия контроля, некачественного ремонта, недостаточного или неправильного обогрева.

3. Некачественные: крепление скважин ОК (спуск неопрессованных труб и нарушение их целостности), цементирование, работы по заканчиванию и освоению.

4. Влияние соседних скважин куста.

5. Непринятие оперативных мер по герметизации устья при проявлении, ошибочные решения, команды или действия.

Бурильщик выполняет операции по герметизации скважины и руководит работами, находясь в буровой.

4. Бурильщик фиксирует время начала проявления, вес на крюке по ГИВ, давление на стояке и затрубном пространстве. В дальнейшем лично фиксирует и отмечает в записной книжке данные проявления каждые 10 минут.

5. Не допускает роста давления в затрубном пространстве выше допустимых давлений для устья и самого слабого участка скважины. В случае достижения давления до указанных значений, под руководством бурового мастера производит стравливание давления через штуцер и дегазатор, с подкачкой в трубное пространство бурового раствора с параметрами, указанными в ГТН в объеме, обеспечивающим сохранение забойного давления.

При росте давления в трубах до величин, опасных для бурового шланга, бурового манифольда необходимо закрыть КШЦ.

7. При бурении необходимо иметь в запасе бурового раствора не менее одного объема скважины, а также запас химреагентов, утяжелителя и других материалов, необходимых для приготовления бурового раствора в объеме скважины.

8. После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков по фланцевым соединениям, проверить пароспутник выкидов и его утепление.

Периодичность проверки ПВО

Проверяется работоспособность превенторов путем закрытия и открытия с основного и дублирующего пультов (на 50 % от рабочего давления для

ПУГ, с целью сохранения уплотнений от преждевременного износа) с записью в специальный журнал проверки оборудования, с периодичностью:

1. За 50м до вскрытия газового горизонта ¾ гидрозадвижки, ППГ с трубными и глухими плашками, а также ПУГ ¾ (на бурильных трубах) еженедельно буровым мастером. После открытия и закрытия задвижек отводы необходимо продуть воздухом, проверить работоспособность механических дросселей, давление азота в гидроааккумуляторах;

1. после вскрытия и дальнейшем бурении, до спуска очередной обсадной колонны проверяется путем закрытия и открытия (с основного и дублирующего пультов):

а) Гидрозадвижки, ППГ с трубными и глухими плашками один раз в сутки, а также перед каждым спуском бурильного инструмента, кроме того, плашечные трубные перед подъемом бурильного инструмента. В случаях, если после вскрытия газового горизонта долбление ведется более одних суток - глухие плашки проверяются по окончании долбления, после подъема инструмента.

б) ПУГ ¾ 1 раз в неделю на бурильных трубах.

Ежесменно проверяется давление азота в гидроаккумуляторе: (55-60 кг/см² для GH6U – 76 и 70 кг/см² для «Стюарт и Стивенсон»).

Ежесменно¾ объем гидравлической жидкости в баке:(600 л для GH6U–76 и3800л для системы управления ПВО «Стюарт и Стивенсон -105 МПа»).

Ежесменно—КШЦ и КО, с проведением внешнего осмотра и проверки на функциональную работоспособность.

Еженедельно проверяется автоматический запуск насоса при понижении давления ниже установленного предела и автоматическое отключение насоса после восстановления рабочего давления, Рабочую жидкость применять согласно инструкции по эксплуатации изготовителя. Замена типа применяемой рабочей жидкости не должна ухудшать условия технической эксплуатации оборудования.

 

С И Г Н А Л У В Ы Б Р О СА

А

 

ПРОЯВЛЕНИЕ ПРИ СПО

СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН

Бурильщик:

- по возможности открывает обе гидрозадвижки №I, №II, а также концевые задвижки в блоках глушения и дросселирования, дает команду обесточить буровую, прекратить все работы в загазованной зоне, выставляет знаки и посты, запрещающие движение по прилегающей территории, принимает все меры для предупреждения возгорания струи газа (готовит оборудование и территорию для орошения через газоотводы).

Оповещает всех находящихся в пределах кустовой площадки о возможной эвакуации.

- при возгорании струи газа мобилизует членов вахты и других рабочих к принятию всех возможных мер для предупреждения распространения пожара.

 

 

Члены буровой бригады:

 

Примечание:

1. Особое внимание обратить на ситуацию, когда в скважине находятся трубы, вес которых меньше величины выталкивающей силы, которая тем больше, чем выше давление в затрубном пространстве и площадь бурильной (обсадной) трубы на которой закрыто ПВО. В этом случае необходимо загерметизировать устье верхним ППГ с трубными плашками. При закрытом ППГ ниппель верхней трубы должен находится непосредственно под трубными плашками, на расстоянии не более 0,5 м.

При закрытом ПУГ вероятность выбрасывания труб выше. Бурильщик обязан знать расчетную критическую глубину спущенных труб (бурильных, обсадных, НКТ), для данного разреза скважины. Ниже приводится расчет выталкивающей силы и критической глубины спущенного бурильного инструмента.

2. При возникновении ситуаций Б (в скважине УБТ), В, Г, Д, члены буровой вахты совершают действия аналогичные выше описанным. В другое время продолжают выполнять свои должностные обязанности и не предпринимают самостоятельных действий, могущих отрицательно повлиять на ситуацию.

 

ПРИМЕР

расчета выталкивающей силы и критической глубины спущенного бурильного инструмента.

Данные для расчета:

1.бурильный инструмент ТБПК 127 * 9,19, УБТ 178 – 100 м, плотность бурового раствора - 1,70 гс/см³, пластовое давление 500 кгс/см²:

• выталкивающая сила для бурильных труб, Вс_тр, кг,

Вс_тр = 0,785´ (D²) ´ Р_из.к = 0,785´ (12,7²) ´ 500 =63306 кг,

где D ¾ наружный диаметр бурильных труб ТБПК, см (D = 12,7 см);

Р_из.к ¾ избыточное давление в затрубном пространстве, кг/см² (Р_из.к = 500 кг/см²);

В расчете выталкивающей силы принимается диаметр трубы на которой закрыто ПВО.

2. Определение критической глубины СПО бурильного инструмента (НКТ, обсадной колонны) для принятия решения по порядку герметизации скаважины:

_Lкр = Вс – М_{(пог.м. УБТ)} х L_УБТх b / М_{(пог. м СБТ)} х b = (63306-154х100х 0,78)/ 32х0,78=2039 м

Где: М_{(пог.м. УБТ)} = вес погонного метра УБТ (154 кг/м);

М_{(пог. м СБТ)} = вес погонного метра СБТ с учетом замков, (32 кг/м);

b - облегчение веса инструмента в растворе, (b_a» 0,78).

b = 1 – (плотность бурового раствора / плотность металла (7,86 г/см))

В случае если длина спущенного бурильного инструмента (НКТ, обсадной колонны) больше расчетной критической глубины, закрыть ПУГ.

В случае если длина спущенного бурильного инструмента(НКТ, обсадной колонны) меньше расчетной критической глубины, закрыть ППГ.

В случае получения отрицательного значения величины L_кр, действовать согласно ситуации «Б»

 

ПРАКТИЧЕСКИХ ДЕЙСТВИЙ БУРОВОЙ ВАХТЫ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ