Меню

На какое давление опрессовывается противовыбросовое оборудования скважины

Противофонтанная безопасность (НГВП)

Противофонтанная безопасность (НГВП)

1. На какое давление производится испытание нагнетательных линий агрегатов при глушении скважины?

Ответ: На давление превышающее в 1,5 раза.

2. Что должно быть установлено на устье скважины до начала ремонта, при ремонте которой возможны выбросы?

Ответ: ПВО (противовыбросовое оборудование)

3. Порядок согласования схем установки и обвязки противовыбросового оборудования на устье скважины?

Ответ: Согласовываются с противофонтанной службой

4. Чем оборудуется нагнетательная линия агрегатов при глушении скважины?

Ответ: Обратным клапаном

5. Периодичность проведения учебных тревог?

Ответ: Один раз в месяц.

6. Допускается ли повышение плотности находящегося в скважине раствора путем закачки отдельных порций утяжеленного раствора?

Ответ: Запрещается, кроме случаев газонефтеводопроявления (ГНВП)

7. Чем оборудуется скважина с возможными газонефтеводопроявлениями перед началом работ?

Ответ: ПВО в соответствии с планом работ

8. На смонтированное противовыбросовое оборудование (превентор) необходимо иметь следующие документы?

Ответ:

-паспорт или его ксерокопия;

-акт на опрессовку превентора совместно с запорной компоновкой в условиях мастерской;

-акт на опрессовку ПВО;

-паспорта и акты на опрессовку шаровых кранов в условиях мастерской;

9. На какое давление испытывается превентор после монтажа на устье скважины?

Ответ: на максимально ожидаемое, но не выше давления эксплуатационной колонны.

10. Что необходимо предпринять при обнаружении газонефтеводопроявлении?

Ответ: закрыть ПВО и действовать в соответствии с ПЛА.

11. При каких условиях возобновляются работы после газонефтеводопроявления?

Ответ: Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ГНВП и принятию мер по предупреждению его повторения.

12. Какие скважины подлежат глушению перед началом ремонтных работ?

Ответ: Скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявления.

13. Из каких частей состоит запорная компоновка превентора?

Ответ:

-подъёмный патрубок;

-шаровый кран;

-ключ шарового крана;

-дистанционный патрубок;

-муфта и переводник под тип и размер спускаемого оборудования.

14. Требования предъявляемые к жидкостям для глушения скважины?

Ответ: плотность жидкости для глушения скважины определяется из расчёта создания столбом жидкости давления, превышающее пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

15. Длина дистанционного патрубка превентора должна обеспечивать?

Ответ: Расположение муфты дистанционных патрубков ниже трубных плашек.

16. Какие требования предъявляются к жидкостям для глушения скважины?

Ответ: Жидкость для глушения скважины должна быть химически инертна горным пародам составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами.

17. При какой разнице объема доливаемой жидкости по отношению поднятого объема металла труб должны прекращаться работы и герметизироваться устье скважины?

Ответ: 0,2 м3.

18. Что является главным условием возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: Превышение пластового давления выше давления промывочной жидкости.

19. Какое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины?

Ответ: Любое.

20. К какой категории по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений относятся газовые скважины?

Ответ: К первой категории.

21. Через какое время должны проходить проверку знаний работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, по курсу «Контроль скважин. Управление скважиной при ГНВП»

Ответ: Раз в два года.

22. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты, какой из представленных вариантов правильный?

Ответ: Первая линия защиты: предотвращение притока пластового флюида в скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического пласта жидкости. Вторая линия защиты: гидростатическое давление и плюс ПВО. Третья линия защиты: ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

23. Что необходимо предпринять при обнаружении газонефтеводопроявлений?

Ответ: Закрыть ПВО и действовать в соответствии с ПЛА.

24. В каких случаях допускается проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения?

Ответ: На скважинах, оборудованных глубинными клапанами отсекателями и на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления флюида к устью скважины.

25. Что необходимо выполнить перед разборкой устьевой арматуры на скважине, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, если скважина оборудована забойным клапаном-отсекателем?

Ответ: 30 атмосфер

31. В каком состоянии должен находиться шаровый кран запорной компоновки для перекрытия канала применяемых труб

Читайте также:  Регулятор давления прямого действия после себя ду32

Ответ: В открытом состоянии

32. Емкость долива может быть стационарной и передвижной (автоцистерна любого вида) и должна устанавливаться на расстоянии не менее?

Ответ: Запрещается.

34. При каком условии допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин?

Ответ:

-планом работ;

-ПЛА и возможными осложнениями и авариями.

37. Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений?

Ответ:

-несоответствие количества закачиваемого в скважину бурового раствора;

-изменение уровня бурового раствора в приёмных емкостях в процессе бурения;

-увеличение объёма (уровня) раствора при бурении в приёмных емкостях, или проведении СПО;

-повышение скорости выходящего из скважины бурового раствора;

-увеличение вращающегося момента на роторе;

-снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях;

-резкий рост механической скорости при неизменных параметрах бурения.

38. Ознакомление производственного персонала с планом ликвидации аварий должно быть?

Ответ: Давление равное гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 гр. на м3 от кровли пласта до поверхности по вертикали. Аномальные пластовые давления характеризуются любыми отклонениями от нормальных.

47. Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия)

Ответ:

-10-15% для скважин глубиной до 1.200м, но не более 1,5 мПа (мегапаскаля);

-5-10% для скважин глубиной до 2.500 м, но не более 2,5 мПа;

-4-7% для скважин глубиной более 2.500 м., но не более 3,5 мПа.

48. Понятие допустимого давления на устье скважины при возникновении газонефтеводопроявлений

Ответ: Давление при котором, не происходит разрыв пласта или поглощение раствора, нарушение целостности эксплутационной колонны, грифонообразования, нарушения целостности устьевого ПВО, целостности фланцевого соединения ПВО с устьем скважины.

49. Определение понятия газонефтеводопроявления.

Ответ: Поступление пластового газа и воды, нефти или их смеси в ствол скважины не предусмотренные технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте. Данное осложнение можно регулировать или приостанавливать с помощью ПВО.

50. Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

Ответ: К второй категории.

55. К какой категории относится скважина по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений с газовым фактором менее 100м3/м3?

Ответ: К третьей категории.

56. К какой категории относится водозаборные скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: К третьей категории.

57. К какой категории относится газовые скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: К первой категории.

58. На период ведения работ по освоению скважин, необходимо иметь запас жидкости глушения находящейся непосредственно на скважине, или материалов для оперативного ее приготовления, в количестве?

Ответ: Раз в пол года.

62. На какое давление опрессовывается противовыбросовое оборудование скважины

Ответ: Раз в пол года.

65. Под ранним обнаружением газонефтеводопроявлений понимают

Ответ: Не менее 10 метров.

67. Ликвидация газонефтеводопроявлений способом «двухстадийного глушения скважины»

ПБ в НГП

70. Какая периодичность проведения учебно-тренировочных занятий с персоналом объекта?

Ответ: Раз в 2 года.

73. Где фиксируются сведения о проведении вводного инструктажа?

Ответ: Во взровозащищённом

80. Чем должны быть оборудованы и оснащены колтюбинговые установки с гибкими непрерывными трубами?

Ответ: Всеми перечисленными

81. С чем должен быть соединен неподвижный конец талевого каната?

Ответ: С металлоконструкциями платформы агрегата.

82. Чем должны оснащаться передвижные насосные установки, предназначенные для работы на скважинах?

Ответ: Запорными и предохранительными устройствами приборами, контролирующими основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

83. Сколько винтов каната должно оставаться на барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока?

Ответ: Кронблок должен иметь один ролик под канат диаметром 13 мм. вспомогательной лебёдки, два ролика под канат не менее 10 мм. для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа.

85. Тросом какого диаметра должен быть застрахован ролик кабеля ЭЦН, подвешиваемого на мачте агрегата для ремонта скважин?

Ответ: не менее 8 мм.

86. Что не указывается на металлической табличке, укрепленной на мачте агрегата для ремонта скважин?

Ответ: Не менее 10 метров.

89. Какие дополнительные требования устанавливаются при передаче газлифтной скважины?

Ответ: Кроме плана работ по ремонту скважины предоставляется план-схема газонефтеводопроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста, нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

Читайте также:  Давление у ребенка как сбить температуру

90. Разрешается ли нахождение людей между устьем скважины и барабаном с кабелем погружного насоса при спуске (подъёме) насоса?

Ответ: Запрещается.

91. Разрешается ли проводить ремонтные работы на кусте скважин при работающих скважинах?

Ответ: Все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

94. С кем должен быть согласован план работ по текущему ремонту скважин?

Ответ: С Заказчиком

95. Что необходимо предпринимать при подъёме лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан «шламование» лифтовых колон и т.п)?

Ответ: Ответственное лицо

98. С какими документами должна быть ознакомлена бригада, осуществляющая ремонт нефтяных и газовых скважин перед началом работ?

Ответ: Планом работ, (ПЛА) и возможными осложнениями авариями.

99. Чем оборудуется рабочая площадка, расположенная на высоте более 75 см.?

Ответ: Ступенями

101. Какое натяжение должны иметь оттяжки агрегатов по ремонту скважин (установок)?

Ответ: 400-500 кгс.

102. Какой должна быть минимальная освещенность рабочих мест в устье скважины во время ремонта?

Ответ: 100 Лк.

103. Какое напряжение необходимо для энергообеспечения электрооборудования агрегатов для ремонта скважин?

Ответ: Не более 400 В.

104. Каким канатом должен быть обмотан промывочный шланг?

Ответ: Ёмкость долива должна обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался постоянный долив жидкости в скважину самотеком или принудительно с использованием насоса. Объём емкости долива должен быть не менее 4,5 м3.

106. На основании какого документа осуществляются работы повышенной опасности на опасных производственных объектах?

Ответ: На основании инструкций, устанавливающих требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденных техническим руководителем организации

107. Каким образом производиться резка талевых канатов?

Ответ: Раз в три года

Противофонтанная безопасность (НГВП)

1. На какое давление производится испытание нагнетательных линий агрегатов при глушении скважины?

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Источник

Нефтегазовая библиотека

Монтаж ПВО

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

  • В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
  • К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
  • Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
  • Периодичность проверки ПВО в условиях базы– гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
  • Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
  • При температуре воздуха ниже –10оС превентора должны быть обеспечены обогревом.
  • Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.
  • Подготовительные работы к монтажу ПВО
  • Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
  • Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
  • Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
  • Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
  • Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
  • Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
  • Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т. п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.
  • Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.
  • Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.
Читайте также:  Что могут значит повышенный пульс и пониженное давление

Монтаж ПВО

  • -демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
  • При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.
  • При выборе схемы 2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
  • При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.
  • Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.
  • Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.
  • Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.
  • После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны.
  • После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.
  • Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация ПВО

  • Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
  • Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.
  • При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.
  • После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или на давление указанное в плане работ, но не ниже 30 кг/см2.
  • Периодичность проверки плашечных превенторов :
  • гидравлическая опрессовка – через каждые 6 месяцев
  • дефектоскопия – один раз в год.
  • Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
  • Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
  • Обогревать элементы превентора открытым огнем.
  • Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

Источник

Adblock
detector