Особенности эксплуатации противовыбросового оборудования типа

ППШР-2 ФТ-152х21 при ремонте скважин.Особенности эксплуатации ПВО типа ППШР-2 ФТ-152х21 при ремонте скважин:Перед установкой на устье скважины ППШР-2ФТ-152-21 проверить:- наличие документации в соответствии с п.8.3 настоящего сборника;- исправность уплотнительных колец и канавок на фланцах, на которых не должно быть дефектов (вмятин, царапин, прогиба и т.д.);- наличие полного комплекта шпилек, гаек, контргаек, предусмотренных конструкцией ПВО;- наличие отбойных щитов (2шт), валов дистанционного управления и штурвалов (2 шт.). Перед штурвалами на отбойных щитах должны быть нанесены несмываемой краской надписи с указанием: направления вращения «закрытия-открытия» превентора;- число оборотов закрытия превентора;- типа и размера плашек превентора; - давления опрессовки;- метки, совмещение которой с меткой на штурвале или на валу штурвала соответствует полному закрытию превентора при последнем обороте штурвала.Выкидные линии превенторной установки должны быть изготовлены из труб диаметром 60 мм на быстросъемных соединениях.Длина каждой рабочей линии не менее 10 м.Выкидные линии должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач и т.п.При монтаже ППШР-2ФТ-152х21 на устье скважины необходимо произвести:- демонтаж устьевой арматуры;- установить крестовину с запорным устройством на колонный фланец скважины. При несоответствии типа размеров фланцев крестовины и ПВО произвести замену колонного фланца на соответствующий и закрепить все шпилечные соединения;- на фланец крестовины установить ППШР-2ФТ-152х21, и закрепить все шпилечные соединения;- произвести монтаж выкидных линий и подготовить амбары для сброса нефти и технологической жидкости. После монтажа ППШР-2 ФТ-152х21 необходимо:- произвести первый подъем НКТ из скважины;- спустить и установить в скважину пакер или «устройство для опрессовки устьевого оборудования»;- в блоках глушения выкидных линий открыть все краны высокого давления;- подсоединить цементировочный агрегат или другой насос к одному из выкидов ПВО;- опрессовать ПВО на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с составлением акта. Опрессовка проводится с участием не менее 3-х человек (состав вахты с обязательным присутствием мастера). 2.План ликвидации аварий.Фонтанирование скважины через сальниковый ввод планшайбы.Старший  вахты сообщает о случившемся руководству цеха и ЦДНГ.Ст. оператор отключают электроэнергию, машинист глушит двигатель подъёмника.Ст. вахты выводит людей из опасной зоны с учётом направления ветра.Ст. вахты расстанавливает посты и знаки запрещающие всякое движение в опасной зоне.Нефтегазопроявление на бурящейся кустовой скважине.Ст. вахты сообщает о случившемся руководству цеха и остальных участников работ на кусте.Ст. вахты совместно с вахтой герметизируют устье скважиныМашинист глушит двигатель подъёмника.Ст. вахты выводит людей из опасной зоны. Дальнейшие работы проводятся после ликвидации аварии.

Билет №8

1.Сероводород - его свойства, воздействие на организм человека, предельно-допустимая концентрация.Физико-химические свойства сероводорода Н2 SБесцветный газ, тяжелее воздуха имеет запах тухлых яиц в малой концентрации. Сжижается в бесцветную жидкость. Горюч, с температурой горения 250°С. Температура кипения 60°С. Предел взрывоопасности в процентах от объема:нижний 4,3%;верхний -45,5%. Растворяется в воде, образуя слабо концентрированную кислоту. Воздействие Н2 S на организм человека.Водные растворы сероводорода вызывают жжение кожи. Н2 S - сильный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания, нервнопаралитического действия. Порог ощущения: 0.012-0.014 мг/ м . Ощущение запаха: 1.4-2.3 мг/м . Значительный запах: 4.0 мг/м . Тягостный запах:1Гмг/м . 200-280 мг/м  - жжение в глазах, светобоязнь, металлический вкус, головные боли, тошнота, стеснение в груди, раздражение слизистой оболочки. Мгновенная смерть: 1000 мг/м . 2.Признаки газонефтеводопроявлений ранние: прямые, косвенные, поздние.Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются тяжёлыми авариями, приносящими ущерб в виде нарушения режима разработки и снижения добычи, загрязнения окружающей среды, приведения в негодность оборудования, опасности для жизни работающих и населения, затрат значительных сил и средств.По составу компонентов флюидов различают проявления: газопроявления, нефтеводопроявления и смешанные газоконденсатные проявления.Газопроявления более опасны из-за физических свойств газа – малой вязкости и плотности, способности в больших пределах изменять свой объём и давление – и могут вызвать взрывы, загорания, возможность отравления сероводородом. Газопроявление возникает и переходит в открытый фонтан значительно быстрее, чем жидкостное, при закрытии противовыбросового оборудования давление на устье скважин растёт быстрее и достигает значений, близких к пластовому.Нефтеводопроявление при прочих равных условиях возникает медленнее, чем газопроявление, давление на устье в этом случае ниже на величину противодавления, созданного в скважине столбом флюида, основная опасность состоит в трудности ликвидации последствий разлива.Газоконденсатное проявление включает в себя признаки газа и жидкостного проявления.Скважина любой категории должна закладываться за пределами охраняемых зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, разработанный и утверждённый в соответствии с требованиями действующих Правил, других нормативных документов, регламентирующих порядок проектирования.Основной причиной возникновения и развития газонефтеводопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного, которое может произойти из-за:- ошибок прогнозирования пластовых давлений или определения проектной плотности бурового раствора;- тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;- разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение – снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт); - ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;- недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;- использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;- снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;- снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;- снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;- снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;- уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;- снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;- нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;- некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

Билет №9