35. Профилак-ий контроль противовыбр-го оборудования.

Противовыбросовое оборудование спрессовывается на герметичность внут­ренним гидростатическим давлением: на пробное давление перед отправкой на буровую и на рабочее давление после монтажа на устье скважины. Целью этих испытаний является проверка герметичности плашек превентора с бурильной трубой, а также резьбовых соединений и уплотнительных колец. Норма испыта­ния превентора на пробное давление указывается в паспорте противовыбросового оборудования, и, как правило, пробное давление равно двум рабочим давлениям. Испытание на герметичность превенторов и его обвязки проводится в при­сутствии главного инженера, механика, инженера по противовыбросовому обо­рудованию и бурового мастера. Результаты испытания оформляются актом в пяти экземплярах, один из которых хранится у бурового мастера вместе с техниче­ским паспортом превентора.При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями дав­ление опрессовки выбирают согласно инструкции по опрессовке кондукторов и промежуточных колонн.

36. Ликвидации газонефтепроявлений при наличии базы.

наличие базы – устье разрушено (ПВО), БК выброшена, обсадная колонна уцелела. Существуют следующие методы:

1)Восстановление необходимой плотности БПЖ. Плотность газированного бурового раствора восстанавливают удалением газа. Существует несколько способов удаления газа из бурового раствора: а)в циркуляционной системе – этот способ наименее эффективен и пригоден лишь для промывочных жидкостей с низкой вязкостью и статическим напряжением сдвига; б) механическими системами (вибросита, фрезерно-струйная мельница и т.п.); в)гидравлическими аппаратами (гидроциклонные дегазаторы, трапы, штуцера); г) вакуумными дегазаторами.

2) необходимо следить за его уровнем в скважине и не допускать его падения.

При бурении скважин в условиях газоносного разреза, в малоизученных условиях необходимо иметь запас приготовленного раствора для быстрой (в случае надобности) подачи его в скважину.

Сущ-ет 3 способа ликвидации ГНВП:

метод бурильщика;

метод «ожидания и утяжеления»;

непрерывный метод.

При ликвидации ГНВП первым этапом для всех 3х методов явл-ся закрытие устья и измерение давление в трубах и в затрубье Р1 и Р2, плотность БР ( ) известна

если -плотность флюида;

=1000…1200,то вода;

=600…800,то нефть;

≤400,то газ.

при закрытии устья осущ-ся след. операции:

1. немедленно прекращается углубление скважины;

2. поднимается рабочая труба так, чтобы замковое соединение с бур.трубой находилось напротив головки ключа АКБ;

3. останавливаются насосы;

4. открывается гидравлическая задвижка на рабочую линию, ведущую через дроссель, вертикальный дегазатор в желоб циркуляционной системы;

5. закрывается превентор (предпочтительней универсальный);

6. медленно закрывается дроссель.

1. Метод бурильщика:

1й этап- удаляется пачка флюида из скважины раствором прежней плотности.

2й этап- заменяется расвор на более тяжелый.

2. Метод «ожидания и утяжеления». при этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем р-ра до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение. Этот способ весьма опасен, т.к. всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины изб. давление, что может привести к разрыву колонны или ГРП. Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата БК.

3. Непрерывный метод. при этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении БР, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности БР до значения, необходимого для равновесия в скважине. этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении БР – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.