В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин

Обновлено: 07.07.2024

Для студентов 4Э1,2 Лекция №15

Изучить лекцию№15 Ответить на контрольные вопросы, выполнить тест.

Тема: Назначение, типовые схемы, основные параметры и конструкции превенторов

Превентор (от лат. Praevenio — предупреждаю) — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины в чрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине. Герметизация скважины предотвращает открытое фонтанирование нефти и, как следствие, предотвращает возникновение пожара или загрязнение окружающей среды. В настоящее время установка противовыбросового оборудования является обязательным условием при ведении буровых работ .

Превентор, или BOP (Blow Out Preventer) находится в устье скважины, в подвышечном основании буровой вышки. Чаще всего этот компонент не виден из-за нагромождений буровой вышки, но пожалуй это один из самых важных компонентов на буровой вышке, т.к. именно он не только сохранит буровую вышку от пожара, но и жизни людей, находящихся на вышке.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

По количеству секций превенторы плашечные бывают:

С помощью плашечных превенторов выполняют следующие операции:

— герметизацию устья при наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

— срезание колонны труб (при установке превентора со срезающими плашками);

— проворачивание и расхаживание колонны труб на гладкой части трубы по длине от муфты до муфты (при контролируемом давлении в камере закрытия);

— разгрузка колонны труб на плашки и удерживание колонны плашками от выброса (при возрастании давления в скважине);

— спуск или подъем части колонны при загерметизированном устье скважины в случае установки двух плашечных превенторов (метод шлюзования);

— восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

— быстрое снижение давления в скважине;

— закачку бурового раствора обратным способом (через затрубное пространство).

Система обозначения

Пример условного обозначения ППГ-350х35К2.

-плашечный превентор

-условным диаметром прохода 350 мм

- рабочее давление 35 МПа

-для сред типа К2:

Установлена следующая система обозначения плашечного превентора:

üтип превентора и вид привода

-ППГ (плашечный с гидроприводом),

-ППР (плашечный с ручным приводом),

-ППС (плашечный с перерезывающими плашками);

-ПМТ- (превентор малогабаритный трубный)

конструктивное исполнение — с трубными или глухими плашками — не обозначается;
диаметр условный прохода, мм;
рабочее давление, МПа;
тип исполнения — в зависимости от скважинной среды (Kl, K2, КЗ).

Для работы превентора существует три вида плашек:

— трубные — для герметизации скважины при наличии в ней колонны труб;

— срезные — для герметизации скважины при отсутствии труб, при наличии — колонна труб срезается;

— глухие — для герметизации скважины при отсутствии труб.

Открытие и закрытие плашек осуществляется посредством гидравлической жидкости подаваемой под давлением в полости цилиндров. Также предусмотрена возможность закрытия плашек вручную, с помощью специального штурвала.

Превентор с гидроуправлением

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Рисунок1- Плашечный превентор с гидроуправлением 1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки;

5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт.

Корпус превентора снабжен горизонтальной сквозной полостью для размещения плашекСнаружи полость закрывается боковыми крышками 4, которые крепятся к корпусу болтами 3. Стыки крышек с корпусом уплотняются резиновыми прокладками 2, установленными в канавках крышек. Используются и откидные крышки, шарнирно соединяемые с корпусом. Для предотвращения примерзания плашек в корпус превентора встраиваются трубки 10 для подачи пара в зимнее время. На боковых торцах крышек посредством шпилек крепятся гидроцилиндры 5 двустороннего действия для закрытия и открытия превенторов. Усилие, создаваемое гидроцилиндром, должно быть достаточным для закрытия превентора при давлении на устье скважины, равном рабочему давлению превентора.

Штоки поршней 7 снабжены Г-образным выступом для соединения с оправкой плашек. Под давлением рабочей жидкости, нагнетаемой из коллектора 8по трубкам9 в наружные полости гидроцилиндра, поршни перемещаются во встречном направлении и плашки закрывают проходное отверстие превентора. При нагнетании рабочей жидкости во внутренние полости гидроцилиндров плашки раздвигаются и открывают проходное отверстие превентора. Поршни и штоки, а также неподвижные соединения гидроцилиндров уплотняются резиновыми кольцами

Плашечные превенторы с ручным управлением

Рисунок 2-превенторы с ручным управлением.

• одинарный типа ПП- 180x21(35) • сдвоенный типа ППР2-230х21

Технические характеристики плашечных превенторов

Основные показатели надежности плашечного превентора обеспечиают периодическую проверку его на функционирование путем закрытия на трубе, опрессовкой буровым раствором или водой и открытия, а также возможностью расхаживания бурильной колонны на длине трубы под избыточным давлением.

Показатели надежности плашечных превенторов установлены

Таблица 1- Технические характеристики плашечных превенторов

Диаметр условный проходного отверстия, мм

Рабочее давление МПа: пробное в системе гидроуправления

Диаметр условных труб, уплотняемый плашками, мм

Нагрузка на плашки, кН (тс): от массы колонны труб выталкивающая

2700 (270) 800 (80)

2500 (250) 1100 (110)

1600 (160) 560 (56)

Габаритные размеры (длина, ширина,высота), мм

Универсальные превенторы

Универсальные превенторы ПУГ обладают более широкими возможностями. Они герметизируют устье скважины при наличии и отсутствии в ней подвешенной колонны труб и вместе с тем позволяют, сохраняя герметичность устья скважины, проворачивать бурильную колонну и протаскивать трубы вместе с муфтами и бурильными замками. Универсальный превентор кольцевой способен герметизировать устье скважины независимо от диаметра и геометрической формы уплотняемого предмета. Корпус 17 представляет собой стальную отливку ступенчатой цилиндрической формы с опорным фланцем и шпильками 19 для крепления превентора, проушинами 10 для его подвески при монтажно-демонтажных работах и транспортировке.

Рисунок 3– Универсальный превентор ПУГ

В корпусе превентора кольцевого ПУГ располагаются полый ступенчатый поршень 9, резинометаллическая уплотнительная манжета 5 и предохранительная втулка 14. Уплотнительная манжета, имеющая форму усеченного конуса с осевым отверстием, контактирует с конусным отверстием поршня и упирается в крышку 2, снабженную проходным отверстием и прямоугольной резьбой для свинчивания с корпусом превентора. Крышка уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом состоянии стопорным болтом 3. Глухие резьбовые отверстия на опорном фланце крышки предназначены для шпилек 1, используемых для крепления фланцевой катушки противовыбросового оборудования. Кольцевые канавки на опорных фланцах корпуса и крышки предназначены для металлических уплотнительных колец 18. Между корпусом, крышкой и поршнем образуются полости А и Б, сообщающиеся посредством штуцеров 8 и 13 и трубопроводов с гидравлической системой управления противовыбросовым оборудованием. При нагнетании масла из системы гидроуправления в полость Б поршень перемещается вверх и внутренним конусом сжимает уплотнительную манжету в радиальном направлении. В результате деформации проходное отверстие манжеты оказывается полностью закрытым. При наличии инструмента манжета обжимает его и перекрывает сечение между превентором и инструментом. Давление нагнетаемого в превентор ПУГ масла устанавливается регулирующим клапаном системыгидроуправления. Для устранения утечек, масла используются самоуплотняющиеся манжеты 6, 7, 11, 12, 15, 16 и уплотнительные кольца 18. Уплотнительная манжета удерживается в закрытом состоянии усилием, создаваемым устьевым давлением в скважине на площадь поршня в полости В превентора. Превентор универсальный кольцевой ПУГ открывается в результате нагнетания масла в полость А и при одновременном сливе из полости Б. Под давлением масла в полости А поршень перемещается вниз и освобождает манжету, которая разжимается благодаря собственной упругости. Расчетное время закрытия универсального, превентора не должно превышать 30 с. Управление универсальным превентором ПУГ – дистанционное гидравлическое.

Конструктивные особенности:

кольцевой превентор обеспечивает повышенную безопасность, не предъявляет особых требований к обслуживанию, обладает гибкостью технологических операций;
наличие только 2 движущихся деталей (поршень и уплотнение) придает изделию надежность, эффективность и снижает эксплуатационные расходы ;
давление в скважине способствует дополнительному эффективному уплотнению;
простота конструкции облегчает при необходимости замену всех уплотнений и основных деталей;
все открытые металлические участки деталей и уплотнений, находящиеся под воздействием скважинных жидкостей, обладают стойкостью к сероводороду;
соответствуют техническим требованиям API 16A
условный проход 71/16-21 1/4
рабочее давление 3000 PSI

Вращающийся превентор

Рисунок 4- Вращающийся превентор ПВ-156´320:

1 — корпус; 2 — остов манжеты; 3 — манжета; 4 — фланец; 5 — нажимная пластина; 6 — поверхность опоры; 7 — уплотнитель; 8 — присоединительная крышка опоры; 9 — направляющая; 10 — корпус вращающегося узла;

11 — роликовый подшипник; 12 — опорные кольца; 13 — шариковый подшипник; 14 — втулка; 15 — вращающаяся втулка

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется проводить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильного инструмента к стенке скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих действий не предусмотрены и для того, чтобы приподнять инструмент на длину одной бурильной трубы, следует раздвигать плашки плашечного превентора или отжимать массивное резиновое кольцо в универсальном превенторе, нагнетая масло, в верхнюю распорную камеру.

В настоящее время разработаны и выпускаются вращающиеся превенторы, предназначенные для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения и УБТ. При наличии превентора можно расхаживать, проворачивать и вращать инструмент, поднимать бурильные трубы и УБТ. Основной узел превентора — резиновый- элемент, который имеет специальную форму, позволяющую протаскивать инструмент вверх или вниз через уплотнение. При протаскивании инструмента уплотнение подвергается значительному износу, его износостойкость зависит от скорости подъема и наружной поверхности труб, бурильного замка и других факторов. Вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бурильной колонны труб в процессе газонефтепроявления. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части и прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и специального болта.

Уплотнитель выпускается с одной цилиндрической уплотняющей поверхностью или с двумя (квадратный) — для уплотнения ведущей трубы по ее граням. Вращающийся превёнтор позволяет бурить с обратной промывкой, с продувкой забоя газообразным агентом или аэрированным раствором, с равновесной системой гидростатического давления на пласт, вскрывать и опробовать пласты с высоким давлением.

Вращающиеся превенторы выпускаются четырех типоразмеров. Вращающийся превентор состоит из корпуса, пневмоцилиндра, упора, съемного патрона с уплотнителем, вкладыша (зажима) под рабочую трубу, пульта пневматического и ручного управления.

Вращающийся превентор (рис. 4) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравлический привод, во вращающемся превенторе используется самоуплотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и давления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен, опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превентором и боковым отводом для присоединения к циркуляционной системе буровой установки.

Диаметр отверстия опорного фланца зависит от типоразмера превентора и должен быть достаточным для прохода долота. Ствол 6, имеющий форму полого цилиндра с наружным опорным фланцем, вращается на упорном 5 и радиальных 3 подшипниках. К стволу на быстросборном байонетном соединении крепится самоуплотняющаяся манжета с внутренними поясками квадратного и круглого сечений, предназначенными соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. Проходное сечение ствола меньше диаметра долота. Поэтому при спуске и смене его необходимо ствол отсоединить от корпуса превентора. Для этого ствол с патроном соединяют с корпусом превентора посредством байонетного затвора и фиксатора 10, снабженного дистанционным пневматическим и ручным управлением.

Перед установкой патрона в корпус фиксатор 10 с помощью пневмоцилиндра, управляемого с пульта 13, либо с помощью винта 12 и троса 11 отводится в крайнее левое положение и освобождает проход для установки патрона. После этого патрон вводят выступами в пазы корпуса и поворачивают по часовой стрелке до упоров, установленных в корпусе.

Далее освобождают фиксатор, который под действием пружины пневмоцилиндра замыкает патрон в корпусе превентора. Чтобы вытащить патрон из корпуса, необходимо предварительно отключить фиксатор и повернуть патрон против часовой стрелки. Патрон поворачивают ведущей трубой, вращаемой ротором посредством вкладышей 1. Шинно-пневматическая муфта 2, включаемая с пульта 13, соединяет патрон со стволом, и в результате этого оба они совместно с ведущей трубой поворачиваются относительно корпуса превентора. Шинно-пневматические муфты (ШПМ) соединяют вращающийся ствол с неподвижным корпусом патрона для установки и извлечения патрона из корпуса превентора, а также для правильной ориентации квадрата рабочей трубы в уплотнителе с квадратной уплотняющейся поверхностью при наращивании колонны и замене уплотнителя.

Подшипники ствола смазываются жидким маслом, предохраняемым от утечек и загрязнения асбографитовыми манжетами 8. При отсутствии воздуха в воздушной системе патрон освобождают вручную. При вращении маховика по часовой стрелке шток пневмоцилиндра выходит из зацепления с патроном, который затем извлекают.

Вращающийся превентор монтируется с плашечными превенторами. Корпус превентора необходимо устанавливать так, чтобы пазы его байонетного соединения были параллельны или перпендикулярны мосткам буровой.

Контрольные вопросы:

1.Что такое превентори егоосновная функция;

2.Перечислить операции которые можно осуществитьс помощью плашечных превенторов;

3.Расшифровать маркировку превентора :

ППГ-180х21 ППР2-180х21 ППГ2-180х21 ППР-180х21 ППГ2-180х35 ППР-180х35 ППГ-180х35 ППР2-180х35 ПУГ-180х35 ППР-230х35 ППГ2-180х70 ППР2-180х70 ППР-180х70 ППГ-180х70 ПУГ 230х35 (70) ППГ-230х35 ПУГ-230х35 (70) ППГ-230х70 ППР-230х70 ПУС 230х70 ПУГ-350х35 (70) ППГ-2350х35 ППР-350х35 ПМШЗ-62х21; ПУГ-350х35 (70) ППГ-350х70 ППР-350х70 ПУС 350х70 ППГ-425х21 ПУГ-425х21 ППР-425х21 ППГ-150х21; ППГ-150х35; ППГ2-150х21; ППГ2-150х35 ППР-60х21; ППР-150х21; ППР2-150х35; ППР2-150х21; ППР-150х35; ПП-180х35;2ПШСЗ-62х21; 2ППР-125х70; ПК-156х21; ПМТ-80х21; ПМТ1.2-80х21; ПМТ-125х21; ПМТ2-125х21; ППМ-125х21; ПМТ2-156х21; ПП-160х35; ПП-160х21; ПП2-160х21; ПП2-160х35; ПП-180х21; ПП2-180х21; ПП2-180х35; ПП2-180х70; ППР2.1-160х21; ППР2.2-160х21; ППР2.3-160х21; ППР2.4-160х21; ПМК1-160х21; ПМК2-160х21; ПМК3-160х21; ПМК4-160х21; ПМТР1.1

101. В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

Вопрос администрации

Мобильное приложение.

Панель авторизации

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

Вопрос администрации

Мобильное приложение.

Панель авторизации

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

120-3. В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

В) В случае вскрытия изученного разреза с АНПД, представленного обводненными угольными пластами.

Примечания

ФНП № 101 п. 343. В случаях вскрытия изученного разреза с АНПД, представленного обводненными угольными пластами, превенторная сборка может не устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

Б.2.6 Бурение нефтяных и газовых скважин

В каких случаях производится контроль бурового раствора на газонасыщенность?

Сколько стадий защиты от возникновения открытых фонтанов должен обеспечивать рабочий проект на бурение скважин?

Рабочий проект на производство буровых работ разрабатывается на отдельную скважину или на группу скважин?

Каким образом объект, ремонт которого закончен, принимается в эксплуатацию?

Чему должна быть равна расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны?

Какой класс взрывоопасной зоны представлен на рисунке?

Что должно быть указано на корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк)?

Допускается ли проведение огневых работ на действующих взрывопожароопасных производственных объектах?

Какие показатели должны постоянно контролироваться в процессе проходки ствола скважины?

Какие показатели должны контролироваться при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин?

При каких атмосферных явлениях разрешается проводить работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт?

Как должны выполняться работы, не включенные в утвержденный перечень газоопасных работ?

При каких условиях допускается повторное использование рабочего проекта при бурении группы скважин на идентичных по геолого-техническим условиям площадях?

В каком случае следует прекратить работы на соседних блоках всех эксплуатационных скважин?

Какое необходимое количество шаровых кранов на буровой установке при вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом?

В каком случае запрещается производить спуск технических и эксплуатационных колонн в скважину?

Какое расстояние должно быть между устьями скважин при их размещении на кустовых площадках вечномерзлых грунтов?

Чем должны оборудоваться объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту?

Каким документом устанавливаются требования к технологии и порядок проведения перфорации продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований?

В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

При какой концентрации взрывопожароопасных веществ не допускается проведение огневых работ?

По какому принципу должны быть идентифицированы ОПО при разведке и обустройстве нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сернистый водород и другие вредные вещества?

Какие противогазы или аппараты не допускается использовать для защиты органов дыхания работников внутри емкостей при проведении газоопасных работ?

Кем утверждается перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать и утверждать наряды-допуски?

Должны ли буровые насосы оборудоваться компенсаторами давления? Если да, то какие требования при этом должны соблюдаться?

Каким давлением необходимо опрессовывать цементировочную головку?

Какую освещенность должны обеспечивать светильники на пути движения талевого блока?

Кем определяются критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

Какое из приведенных действий допускается при проведении спуско-подъемных операций?

Какой документ является основным для производства буровых работ?

Какое напряжение должно применяться для питания переносных электрических светильников, используемых при работах в особо неблагоприятных условиях и наружных установках?

Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?

В каком случае запрещается приступать к выполнению работ по строительству скважин?

Каким образом производится резка талевых канатов?

Какие меры из перечисленных входят в комплекс работ по освоению скважин?

В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?

Требованиям какого документа должны соответствовать свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня?

Каким давлением производится испытание пневматической системы буровой установки на месте производства работ (после монтажа, ремонта)?

На какое давление должны опрессовываться нагнетательные трубопроводы для цементирования ствола скважины?

Каковы требования к производству работ по глубинным измерениям в скважинах с избыточным давлением на устье?

В течение какого времени должен быть обеспечен контроль (наблюдение) за местом наиболее возможного очага возникновения пожара работниками структурного подразделения, занятыми ведением технологического процесса?

Каким должно быть расстояние между группами скважин на кустовой площадке?

Исходя из каких требований производится выбор манометров для установки на блоках дросселирования и глушения?

Каким документом определяются типы резьбовых соединений и резьбовых смазок, применяемых в интервалах интенсивного искривления ствола в конструкциях скважин?

Что должна обеспечивать прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования?

С кем необходимо согласовывать проведение работ в коллекторах, тоннелях, колодцах, приямках, траншеях и подобных им сооружениях?

Разрешается ли последовательное соединение между собой заземляющих устройств разных зданий, сооружений, установок при помощи одного заземляющего проводника?

От чего зависит частота осмотров каната?

В каком случае оснащение буровых установок верхним приводом необязательно?

Где должен быть установлен основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?

Кто выбирает тип ПВО и колонной головки, схему установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования?

С какой периодичностью буровая бригада должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, штропов, талевого каната, блокировок)?

Кто разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке?

Кто может быть допущен к работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями?

Кем осуществляется надзор за ходом строительства скважин, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда?

Какую освещенность роторного стола должны обеспечивать светильники буровых установок?

Разрешается ли рабочим находиться на разной высоте вышки при выполнении работы?

Какое необходимое количество шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением сероводородсодержащих горизонтов?

В каком случае строительство скважин можно производить без применения дополнительных мер безопасности?

Что необходимо предпринять в процессе подъема колонны бурильных труб для предупреждения газонефтеводопроявлений?

Где должны находиться запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора?

Кем выполняются работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений?

Кто осуществляет подготовку объекта к проведению на нем газоопасной работы и огневых работ?

При каком условии рабочие бригады допускаются к выполнению специальных работ (передвижке буровой установки, монтажу мобильных буровых установок, ремонтным работам повышенной сложности)?

Кто должен обслуживать электрооборудование установки?

С учетом каких параметров производятся выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на стадиях строительства и эксплуатации скважин?

При соблюдении какого требования выдается наряд-допуск на проведение ремонтных работ?

Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?

В каком случае разрешается проводить спуско-подъемные операции?

Каким документом устанавливаются периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их износа и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважин?

Каким документом определяется порядок организации и производства работ на одном объекте нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей ОПО?

Какие из обязанностей руководителя структурного подразделения, на объекте которого будут проводиться огневые работы, указаны неверно?

Кто утверждает наряд-допуск на проведение газоопасных работ?

Какие ограничения предусмотрены для перфорации обсадных колонн при проведении ремонтно-изоляционных работ в процессе проводки ствола скважины?

С какой периодичностью проводится профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования)?

К какой группе газоопасных работ относятся работы по установке (снятию) заглушек и кто их проводит?

Необходим ли лабораторный анализ цемента для условий предстоящего цементирования колонны?

С какой периодичностью превенторы должны проверяться на закрытие и открытие?

Кто принимает оперативные решения по отклонению от параметров, предусмотренных в рабочем проекте при возникновении в процессе производства буровых работ осложнений (газонефтепроявление, поглощения, обвалы и др.)?

С учетом чего должен производиться выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений?

Представители каких организаций включаются в обязательном порядке в комиссию при испытании колонны на герметичность?

С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статической нагрузкой?

Какое устройство следует предусматривать для ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки?

Кто устанавливает нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии для бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны?

Какое требование установлено к освещению в зонах работ на открытых площадках в ночное время?

Из каких материалов изготавливается настил для рабочих площадок, расположенных на высоте?

Кем устанавливается порядок проведения работ на кустовых площадках при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.д.)?

Какие требования предъявляются к условиям установки подвесного и герметизирующего устройства потайной колонны (хвостовика)?

Допускается ли отклонение от проектной величины плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции?

Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?

После выполнения какого условия работникам разрешается приступить к демонтажу буровой установки на электроприводе?

Какие данные должны быть указаны на металлической табличке, укрепляемой на видном месте мачты агрегата по ремонту скважин?

Кто устанавливает порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования?

Каким документом определяется перечень постоянных мест выполнения огневых работ на территории, на которой находятся взрывопожароопасные производственные объекты?

Допускаются ли оформление и регистрация наряда-допуска на выполнение огневых работ в электронном виде?

В течение какого срока должны храниться экземпляры наряда-допуска на проведение газоопасных работ?

Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?

Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?

При каком превышении давления должны срабатывать предохранительные устройства насоса?

Можно ли повышать плотность бурового раствора, находящегося в скважине?

Кем определяются технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность ремонтных работ?

В каких случаях следует производить долив бурового раствора в скважину?

Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок?

Кем разрабатываются инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (далее -ПВО)?

Кто и на какой срок может продлить наряд-допуск на проведение газоопасных работ?

Что допускается в пределах территории буферной зоны?

Каковы условия опрессовки технологических трубопроводов после их монтажа?

Откуда должен осуществляться пуск буровых насосов в работу?

На каком расстоянии от устья бурящейся скважины должны быть расположены служебные и бытовые помещения?

Кем должны осуществляться работы по ликвидации открытого фонтана?

На какие виды работ распространяются Правила ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ?

Какое количество шаровых кранов должно быть установлено при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих горизонтов на буровой установке?

Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?

В каком случае допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ на пожаровзрывоопасных производствах (установках подготовки нефти, резервуарных парках)?

С какой частотой проводится опрессовка кранов шаровых и клапанов обратных?

Консервация скважин в процессе бурения осуществляется в соответствии с инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования, их устьев и стволов. Предусмотрены ли Правилами дополнительные работы при консервации скважин в процессе бурения, кроме требований инструкции?

Какая техническая документация должна быть на буровой установке на краны шаровые и клапаны обратные?

При достижении какого значения нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородом должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов?

Какой должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования?

В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

Главная В каких случаях не устанавливается превенторная сборка при бурении скважин для разведки и добычи метана угольных месторождений (площадей, участков)?

А) В случаях, предусмотренных в рабочем проекте.
Б) По решению буровой организации.
В) В случае вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением (далее – АНПД), представленного обводненными угольными пластами. (правильный ответ)

Обоснование ответа

Будем рады ответь на ваши вопросы

ВАЖНО! Информация не является публичной офертой Все сведения носят исключительно ОЗНАКОМИТЕЛЬНЫЙ характер. Наличие и цену вы можете узнать у менеджеров компании.

ВНИМАНИЕ !! Администрация сайта не гарантирует актуальность, правильность и достоверность представленной информации. Во избежание ошибок НАСТОЯТЕЛЬНО РЕКОМЕНДУЕМ обратиться к первоисточнику информации.

Менеджеры магазина не предоставляют справочной информации по общим вопросам ! Консультации предоставляются ТОЛЬКО по ассортименту, характеристикам товаров и процедуре заказа.

Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (с изменениями на 12 января 2015 года) (редакция, действующая с 1 января 2017 года) (отменен с 01.01.2021 на основании постановления Правительства Российской Федерации от 06.08.2020 N 1192)

250. Буровые организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

251. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.

252. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля состояния скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

253. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

(Абзац в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Ростехнадзора от 12 января 2015 года N 1. - См. предыдущую редакцию)

при вскрытии скважины изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальный превентор);

три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см (35 МПа) и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется организацией исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см (35 МПа);

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

в) бурения всех морских скважин.

В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться.

254. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

Длина линий должна быть:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м/т - не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Читайте также: