Напряженность внешнего однородного переменного электрического поля не более 10кВ/м.

Организация КВС на месторождениях содержащих, сернистый водород.

Контроль воздушной среды на объекте должен проводиться по графику, утвержденному главным инженером предприятия, но не реже, чем:

в местах возможного выделения и скопления сернистого водорода на открытом воздухе - каждые 24 ч;

в закрытых помещениях – каждые 8 часов;

в емкостях колодцах, траншеях и других плохо проветриваемых местах - перед началом, в процессе и после окончания работ.

Результаты замеров (или анализов) должны заноситься в «Журнал контроля воздушной среды».

В бригадах необходимо провести следующие работы :

1.Проверить исправность ПВО, приборов контроля сернистого водорода ( АНКАТ), наличие и исправность СИЗод.

2.Проводится дополнительный инструктаж и тренировочное занятие (" тревога" ).

3.Промывочную жидкость обработать нейтрализатором сернистого водорода (хлорамин-Б, окись железа, окись марганца, сульфачек, калан, санцид, Урал-3м и др.), а также должен быть его запас.

4. Не допускается применение нейтрализаторов, присадок, ингибиторов и т.п., если не известны их свойства (токсичность, взрывоопасность).

5. Организовать КВС согласно план-графика.

6. При содержании H₂S выше ПДК необходимо:

- надеть соответствующий противогаз;

- оповестить людей и руководителя;

- выставить посты (знаки);

- принять меры по ликвидации загазованности;

- организовать КВС не реже чем час.

7. После устранения причин загазованности необходимо провести контрольные замеры в местах возможного скопления газа.

4. Действия членов вахты при возникновении ГНВП при отсутствии в скважине бурильного

инструмента и при наличии ПВО с гидроуправлением.

ПЕРВЫЙ заметивший признак ГНВП сообщает об этом бурильщику. Бурильщик оценивает ситуацию и подает сигнал «ВЫБРОС»(Три коротких звуковых сигнала). Далее вахта выполняет следующ

1. Бурильщик и его помощники спускают в скважину возможно большее количество труб.

2. Бурильщик и его помощники наворачивают ведущую трубу с шаровым краном.

3. Бурильщик, первый и третий помощники наворачивают ведущую трубу с открытым шаровым краном и подвешивают бур. инструмент на талях, бурильщик фиксирует тормоз лебедки.

Дальнейшее действия как при бурении:

4. Первый и третий помощники демонтируют клинья ПКР.

5. Первый и третий помощники проверяют открытость задвижек и дросселя на сепаратор или желоб.

На блоке дросселирования 3 задвижки должны быть открытыми (нарабочий дроссель и на сепаратор), остальные 5 задвижек закрыты. Открыты оба дросселя. На блоке глушения закрыты все задвижки.

6. Бурильщик совспомогательного пульта открывает коренную задвижку на линии дросселирования и закрывает верхнии плашечный превентор, первый и третий помощники убедившись в движении жидкости по линии дросселирования, фиксируют ручным приводом схождение плашек превентора. (первый со стороны блока дросселирования, третий - блока глушения)

7. По команде бурильщика первый помощник закрывает дроссель на сепаратор или желоб.

8. Бурильщик регистрирует избыточное давление на стояке и в затрубном пространстве, не допуская при этом не более 80% допустимого давления для устья скважины и гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны.

9. Первый помощник сообщает диспетчеру об осложнении на скважине. Форма доклада: - № скважины, наименование месторождения; - время возникновения ГНВП и ОФ; - обстоятельства и причины возникновения; - Ø и глубина спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного ПВО; - характер фонтанирования (вид флюида), наличие горения, осложнённость, компактность или распыленность струи; - наличие и вид связи; - состояние устья скважины; - принятые вахтой первоочередных мер согласно ПЛА; - присутствие на скважине руководителей, других должностных лиц, оповещённость необходимых служб; - наличие подъездных путей.

10. Дальнейшие работы по ликвидации проводятся по специальному плану, выработанному штабом.

11. В случае необходимости промывки скважины с целью вымыва флюида, эти работы проводятся с созданием противодавления на пласт в следующем порядке:

12. Первый и третий помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и открывают дроссель, стравливая давление по 3-4 атм. в минуту, открывают шаровой кран под ведущей трубой.

13. Второй помощник по сигналу бурильщика включает насос, следит за работой насоса, уровнем жидкости в ёмкостях и давлением промывки.

14. Бурильщик регулирует степень открытия дросселя так, чтобы промывка происходила противодавлением на пласт, для чего давление на блоке дросселирования устанавливает выше на 5-10 атм. (Ризб. кп. +5-10атм.) и засекает при этом установившееся на стояке давление, которое принимается за начальное давление Рн.

Дальнейший вымыв флюйда производится при постоянном давлении на стояке Рн, что обеспечивается регулированием дросселем.

16. Первый помощник (лаборант) через каждые 5 минут замеряет плотность ПЖ после дегазатора, следит за наличием газа в ней. Газированный (перебитый) раствор сбрасывается в амбар.

Билет № 6.

1. Причины возникновения ГНВП при циркуляции бурового раствора (бурение, промывка). Мероприятия по недопущению проявлений.

Повышение (увеличивается давление на пласт) или понижение (уменьшается давление на пласт) плотности ПЖ.

Увеличение давления в кольцевом пространстве.

Причины понижения плотности ПЖ:

Разгазирование раствора газом, поступащим с пласта вместе с выбуренной породой.

Разбавление раствора нефтью или пластовой водой.

Вспенивание раствора при химобработке.

Подсос воздуха в насосах.

Выпадение утяжелителя в осадок.

Установка жидкостных ванн (нефтяная, кислотная, водная).

Причины повышения плотности раствора:

Загрязнение раствора шламом.

Наработка глинистой фазы.

Предупреждение понижения плотности:

1. Вести дегазацию, при содержании газа более 5% в объеме раствора.

Контроль за технологией химоброботки. (не допустить вспенивание).

Понижение скорости бурения, при которой обеспечивается дегазация бур. раствора.

Контроль за параметрами бурового раствора.

При повышении плотности растет давление на проходимые пласты, что может привести кгидроразрыву и поглощению в слабых пластах с последующим понижением уровня в скважине и возникновением ГНВП. Причина повышения плотности - загрязнение раствора шламом.

-При повышении давления в кольцевом пространстве может произойти поглощение.

Причины:

Осложненный ствол скважины.

Наличие толстой глинистой корки.

Высокая производительность насосов.

Большая глубина скважины.

Повышение СНС и вязкость раствора.

Мероприятия:

В целях предупреждения понижения плотности необходимо:

1. Вести дегазацию раствора при содержании газа свыше 5% (в объеме пром. жидкости).

Контроль за технологией хим. обработки.

3. Понижение мех. скорости бурения при которых обеспечивается дегазация раствора ( вплоть до остановки бурения и вымыва газированного раствора).

Контроль за параметрами пром. жидкости.

Промежуточные промывки при спуске инструмента и проработка ствола скважины.

Восстановление циркуляции при малой подаче насоса после спуска инструмента.

Понижение вязкости, фильтрации и СНС до оптимальных величин. (по ГТН)

2. Станция ГУП-14. Назначение, техническая характеристика, порядок работы, требования

к монтажу.

ГУП-14 предназначена для оперативного дистанционного управления превенторами и коренными задвижками.

Техническая характеристика:

Количество управляющих узлов 6 (шесть)

Рабочее давление 140 атм.

Рабочая жидкость в гидросистеме – масло всесезонное гидравлическое ВМГ3.

Мкость маслянного бака 402 л.

Применяемый в пневмогидроаккумуляторе (ПГА) газ - азот.

Давление азота в ПГА без масла 75-80 атм.

Объём масла в ПГА при 140 атм. 212 литров.

Мощность эл./двигателя 11кВт.

9. Производительность ручного насоса 15 см³за двойной ход.

Производительность масленого насоса 50л/мин.

Давление, устанавливаемое регулирующим клапаном в гидросистеме превенторов в интервале от 10 до 140 атм.

Станция состоит:

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒