Локализация ЧС на буровой скважине и ликвидация их последствий

где - интенсивность отказа оборудования, ;

       - наработка, час.

В таблицу 1 занесены величины для расчета вероятности возникновения аварии.

 

Таблица 1 - Исходные данные для расчета вероятности возникновения аварии

Причины, приводящие к аварии	Наработка, час	Интенсивность отказов,
Отказ превентора	40,3	9,01
Отказ обратного клапана на обсадных колоннах		5,66
Негерметичность плашек превентора		4,66
Недостаточная плотность раствора в скважине		3,17
Отказ системы управления превенторным оборудованием		3,42

 

Рассчитаем вероятности возникновения аварии :

- при отказе превентора:

;

- при отказе обратного клапана на обсадных колоннах:

;

- при негерметичности плашек превентора:

;

- при недостаточной  плотности раствора в скважине:

;

- при отказе системы управления превенторным оборудованием:

   

;

Так как вероятность возникновения аварии в случае отказа превентора самая высокая и равняется 0,3, поэтому строим «Дерево событий» развития аварии при разгерметизации устья скважины (рисунок 2).

 

Рисунок 2 – «Дерево событий»

 

 

4.3 Определение размеров зон возможного поражения

 

Радиусы возможного поражения при авариях на буровых скважинах колеблются от одного до нескольких сотен метров. Например, для аварий на буровой установке радиусы смертельного поражения человека составят 151,2м ,а радиус 50% поражения – 287,5м. Данные значения получились в результате следующих расчётов:

R ,                                                  (2)

где m- масса газа, 484кг;

      С- опасная концентрация, 1,8-12,4, % об.;

      - плотность газа,0,747 кг/м

R

= м

R = м

На рисунке 3 представлен генеральный план буровой установки с нанесенными зонами возможного поражения.

 

 

1- амбар сточных вод; 2- шламовый амбар; 3- циркуляционная система;

4- ёмкость химических реагентов; 5- ёмкость ЕРМ-400; 6- блок вышки;

7- дегазатор ДВС-3; 8- блок силовой; 9- блок БПР; 10- гидро и глиномешалка; 11- установка УПР-Р-3; 12- блок приготовления; 13- блок насосный;

14- коллектор выхлопных газов; 15- блок ГСМ; 16- линия дросселирования; 17- амбар разрядки линии ПВО; 18- скважина артезианская;

19- водохранилище; 20- площадка оборудования превенторов; 21- стеллажи хранения труб; 22- мост приёмный; 23- помещения бытовые; 24- площадка резерв.оборудования; 25- туалет; 26- якорь оттяжки вышки; 27- трансформатор сварочный; 28- сварочная площадка; 29- котельный блок; 30- электрический пароводяной агрегат ЭПВА-71; 31- главный ввод; 32- гаситель; 33- шлагбаум.

Рисунок 3 – Генплан с нанесенными на нем зонами возможного поражения

 

5 Методы ликвидации аварийных фонтанов

 

 

Своевременный выбор правильного метода ликвидации аварийного фонтана определяет успешность работ, затраты времени и средств на их осуществление. Правильная оценка ситуации, возникшей на промысле в результате аварийного фонтанирования скважины, и определение пути ликвидации фонтана являются наиболее ответственной .

Многочисленные разновидности метода ликвидации аварийных фонтанов путём герметизации устья скважин имеют несколько общих определяющих условий применимости данного метода на практике.

Жидкостные и газовые фонтаны могут быть ликвидированы путём герметизации устья скважин.

Аварийные фонтаны при всех прочих благоприятных условиях могут быть ликвидированы с устья. Если фонтаны соответствуют категории , т.е. если аномально высокое пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление, градиент разрыва вышележащих горных пород, пределы прочности обсадных колонн и устьевого оборудования, всякие попытки их ликвидации путём герметизации устья лишены успеха. Необходимо сразу же приступить к работам по ликвидации каналов поступления нефти или газа в ствол скважины на большой глубине.

По степени осложнённости аварийных фонтанов попытки их ликвидации путём герметизации устья оправданы только в случае сохранения верхней части обсадной колонны и фланцевой основы устьевого оборудования.

Технологические схемы ликвидации аварийных фонтанов путём бурения специальных наклонных скважин с целью соединения со стволом фонтанирующей скважины и последующей задавки фонтана закачкой воды и тяжёлых растворов или изоляции ствола закачкой в него цементного раствора, обводнения призабойной зоны продуктивного пласта, чтобы воспрепятствовать поступлению в ствол фонтанирующей скважины новых порций нефти и газа, или отвода всей или части продукции фонтана через оборудованные стволы наклонных скважин и создания условий ликвидации основного очага фонтана путём предварительного его ослабления связаны с затратами значительных средств и времени на их осуществление, поэтому использование их должно быть обосновано.

Определяющими признаками при оценке принципиальной возможности и целесообразности принятия решения о ликвидации аварийных фонтанов путём бурения специальных наклонных скважин являются:

а) глубина фонтанирующей скважины и состояние изученности разреза, наличие поглощающих и непроницаемых пластов;

б) мощность и тип продуктивных коллекторов;

в) конструкция фонтанирующей скважины;

г) пространственная ориентация ствола фонтанирующей скважины;

д) значение пластового давления.

Метод ликвидации аварийных фонтанов с помощью подземных ядерных взрывов обладает большой универсальностью.

Таким методом можно ликвидировать, по существу, любой фонтан там, где имеются геолого-технические условия для взрыва. Но подготовка и устройство подземного ядерного взрыва на территории нефтяного или газового промысла сопряжены и со значительными затратами средств и ответственностью за все технологические операции. Поэтому использование ядерных взрывов для ликвидации любого аварийного фонтана неоправданно.

Методы ликвидации аварийных фонтанов для следующих условий.

1. Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое и градиент разрыва вышележащих пород и прочностные пределы обсадных колонн и устьевого оборудования;

- производительность  фонтана превышает 1 млн. м /сут газа или 300 м /сут нефти;

- глубина  скважин превышает 2000 м и геологический разрез выше продуктивного пласта осложнён наличием открытых поглощающих и проницаемых пластов;

- фонтан  действует из скважины с разрушенным  устьем, ствол которой перекрыт обсадными трубами, или в нём имеется колонна бурильных труб, по которым также выбрасывается газ или нефть, особенно когда все эти трубы частично потеряли свою герметичность;

- отсутствуют  сведения о пространственном  положении ствола фонтанирующей  скважины;

- устье  скважины разрушено и недоступно  для людей (кратер, пожар, грифоны).

2. Пластовое  давление не превышает прочностных  характеристик обсадных труб  и градиента разрыва обнажённых  пород;

- производительность  фонтана позволяет его глушение  путём нагнетания жидкости в  ствол скважины. Такими предельными значениями производительности фонтана следует считать дебит до 1 млн. м /сут газа или 300 м /сут нефти;

- глубина  скважины не превышает 2000м;

- имеются  надёжные сведения о пространственном  положении ствола аварийной скважины- бурение направленных скважин.

3. Герметизация  устья аварийно фонтанирующей  скважины- во всех остальных случаях.

 

6 План работ по ликвидации аварии с бурильным инструментом на скважине

 

 

Краткое описание произошедшей аварии:

Забой скважины – 3674м. На шаблонировку ствола скважины, перед спуском эксплуатационной колонны, была собрана КНБК: Д-то R-190, 9кп-214.0, Д5-195, П/К, УБТ178-10м, СБТ-127х9,19 «Е,Л»ост.

Интервал 3630 – 3674м. проработали полностью (при включенных насосах и с проворотом ротора). В процессе промывки на забое проводилось расхаживание и проворот бурильной колонны, затяжек при этом не было. В 14:25 закончив промывку, продули квадрат и убрали его в шурф. В 14:40 пошли на подъем инструмента (с выбросом), подняли одну трубку – выбросили (затяжек нет), стали поднимать вторую – появились затяжки до 124т (вес инструмента 119т) для плавного подъема перешли на аварийный привод. При дальнейшем подъеме второй трубки на высоту 5м (вес на крюке 127т по данным ст. ГТИ) в 14:58 , произошел обрыв бурильной колонны, верхняя часть подскочила вверх, открылся элеватор, инструмент улетел в скважину, а с кронблока слетели дуплины оснастки талевой системы.

         1 Состояние скважины:

1.1. Скважина субгоризонтальная

1.2. Глубина забоя скважины -3674м.

1.3. Конструкция скважины:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3- Конструкция скважины

Наименование колонны	Наружный диаметр колонны  мм.	Проектная конструкция (глубина спуска,м)	Фактическая конструкция (глубина спуска, м)
Направление	426	120	121
Кондуктор	324	450	457
Тех. колонна	245	1600	1610
Экс. колонна	168	3670	нет

.

1.4. Номинальный диаметр  ствола скважины ниже башмака предыдущей

колонны – 215,9мм.

1.5. Тип бурового раствора  в скважине KCL-полимерный.

1.6. Параметры бурового раствора: плотность – 1,16  г/см3, вязкость

36 – 40cек, водоотдача – 6 см в 30 минут, корка – 0,5 мм, СНС 10/20, рН-8,0.

1.7. Состояние ствола скважины:

по всему интервалу открытого ствола возможны поглощения бурового раствора и прихваты.

1.8. Температура статическая на глубине 3674м + 970С.

1.9. Пластовое давление 33,2 МПа.

 

       2 Производство работ:

2.1. Провести инструктаж по проведению  аварийных работ и проверку  знаний членами буровой бригады  «Инструкция по предупреждению  открытых фонтанов при бурении скважин» с записью в журнале и росписью инструктируемых.

2.2. Провести учебные тревоги  «Выброс» со всеми вахтами.

Ответственные: бур. мастер,  технолог .

2.3. Провести проверку состояния  и работоспособность ПВО, дегазатора ДВС, шаровых кранов, шаровых отсекателей, крепление фланцевых соединений манифольда и стояка грязевого шланга, вертлюга, глиномешалки.

2.4. Перед началом проведения  работ проверить техническое  состояние талевой системы, подвышечного  основания, элеваторов, переводников  и другого оборудования и инструмента необходимого при проведении аварийных работ, а также силового и бурового оборудования для исключения остановок буровой. Составить акт готовности к проведению аварийных работ.

5. Спустить на буровом инструменте 127 «Л»  резьбовой колокол 174 х 143 (левый).
6. С циркуляцией нащупать голову оставленного инструмента и по повышению давления, и ГИВ определить глубину её нахождения.
7. Выключить циркуляцию и с «навеса» 1,5 – 2,0 т произвести наворот влево, делая 3 – 4 оборота считая отдачу и через 2 операции делать натяжку инструмента до 2 т, проверяя  как проходит нарезка на «голову» оставленного инструмента
8. Данную операцию повторить несколько раз до полной отдачи оборотов, а затем делать по 6 оборотов до отворота инструмента.
9. Поднять  инструмент, выбросить оборванную трубу и произвести спуск открытого конца бурильного инструмента на муфту оставленного инструмента для наворота на неё.

2.10. Произведя соединение, сделать докрепление всего инструмента следующим способом: разгрузить бурильный инструмент на 1,5 – 2т

ниже зафиксированного веса спущенной бурильной колонны по основному индикатору ГИВ, поднять клинья ПКР, произвести докрепление бурильной колонны, вращая верхнюю часть.

2.11. После докрепления бурильной  колонны, проверить вес, восстановить  циркуляцию и привести параметры бурового раствора согласно ГТН.

2.12. Восстановив циркуляцию, приступить  к подъему бурильного инструмента  с отбраковкой непригодных к  дальнейшей эксплуатации бурильных  труб.

Ответственные: буровой мастер, ведущий технолог.

13. В случае невыполнения данного плана по каким либо причинам, дальнейшие работы проводить по дополнительному плану.

 

7 Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных источников

 

 

Плата за выбросы загрязняющих веществ в пределах установленных нормативов (ПДВ) рассчитывается по формуле (1):

, (3)