Новое здесь действия вахты при гнвп

Новое Тут!

Девченки зонты.

среда, тринадцать марта две тыщи тринадцать г.

деяния вахты при гнвп.

Предложения в тексте с термином "Гнвп"

Какие обязанности бурильщика при обнаружении ГНВП в процессе бурения?

Какие обязанности бурильщика при обнаружении ГНВП в процессе СПО?

Какие обязанности бурильщика при обнаружении ГНВП в процессе спуска обсадной колонны?

Какие обязанности бурильщика при обнаружении ГНВП в процессе подъема УБТ?

Превышение этой величины совместно с эффектом поршневания фактически всегда приводит к ГНВП, а при отсутствии в открытой части разреза продуктивных пластов — к осыпанию стен скважины.

В процессе подъема бурильных труб возможность появления ГНВП за счет эффекта поршневания в особенности растет при бурении на равновесии либо близком к нему.

Члены жюри были единодушны, вынося финишный вердикт и определяя фаворита конкурса.Хоть и опирались они на математические данные, оценивая уровень познаний и работы финалистов, но «… все взвесив, мы получили поначалу числа, позже обменялись экспертными воззрениями, и данные фактически совпали. Наши числа фактически подтвердили то, к чему мы пришли единогласно».Итак, по итогам 2-ух шагов победителем стала бригада «НПРС-1», набравшая 100 девяносто баллов, 2-ое место жюри единогласно присудила ребятам из «ОБН».

Буровую бригаду до начала вскрытия высоконапорного пласта нужно научить практическим действиям по обнаружению флюидопро-явпения на ранешней стадии, герметизации устья противовыбросовым оборудованием и глушению ГНВП.

Работы по глушению ГНВП и •связанные с ним предварительные работы производятся под управлением начальника буровой (бурового мастера).

При долгих и сложных работах по ликвидации ГНВП управление должен производить ответственный инженер-технолог при участии работников военизированных частей.

К управлению допускаются инженерно-технические работники, прошедшие особое обучение и получившие удостоверение на право работ по глушению скважин при ГНВП.

Для каждой скважины до начала бурения пласта-коллектора подготавливается и выдается начальнику буровой (буровому мастеру) "Рабочая карта по управлению скважиной при ГНВП".

), в черное время суток их нужно освещать; установить на буровой знаки безопасности; оснастить буровую устройствами контроля воздуха и производить их регулярную проверку; тренировочные занятия проводить с внедрением противогазов и других средств персональной защиты; научить бригаду оказанию доврачебной помощи при отравлении; организовать круглосуточную работу ответственных ИТР и представителей военизированной части; найти маршруты для выхода работников из небезопасной зоны при аварийных ситуациях; оснастить бригаду средствами персональной защиты; нефть и газ при ликвидации ГНВП спаливать.

Кто управляет работой по глушению ГНВП?

Предпосылки ПЕРЕХОДА ГНВП И ВЫБРОСОВ В АВАРИЙНОЕ.

Управление скважиной при газонефтеводопроявлений» должны включать разделы ' по исследованию теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных способов ликвидации нефтегазоводопроявлений. Программки обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора Рф.• Программки подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при возникновении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Из практики понятно, что случаи появления ГНВП при удачной ликвидации известны только буровой организации, в какой это вышло.

Потому проанализированы только случаи ГНВП, либо перешедшие в открытые фонтаны либо на ликвидацию которых затрачены огромные вещественные ресурсы.

Причина Бурение Полный ремонт ГНВП Перебежало в фонтан ГНВП Перебежало в фонтан.

Назовите предпосылки перехода ГНВП, выбросов в аварийное открытое фонтанирование.

Признаки газонефтеводопроявления (ГНВП).

Анализ обстоятельств ГНВП.

Примеры ГНВП при строительстве скважин.

Предупреждение ГНВП при бурении скважин.

Предупреждение ГНВП при спускоподъемных операциях.

При ликвидации ГНВП, происшедших по обозначенной причине, величина доутяжеления промывочной воды в среднем колеблется в границах 0,10 — 0,15 г/см3, хотя известны случаи доутяжеления на 0,40 — 0,45 г/см3 (1 Зеварды, два Памук, 5 Горностаевка и др.

Предупреждение ГНВП при креплении скважин.

Предупреждение ГНВП при испытании скважины и вызове притока.

Нужно держать в голове, что хоть какой член вахты, обнаруживший очевидный признак начала проявления, должен об этом сказать бурильщику.После получения устной инфы либо звукового (светового) сигнала от соответственных защитных устройств о очевидном признаке начала проявления бурильщик должен объявить тревогу "Выброс", закончить проводимые на скважине работы, загерметизировать устье, а позже уже только проверить достоверность приобретенной инфы.Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.«Контроль скважины.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БОРЬБЕ С ГНВП.

Предпосылки перехода ГНВП и выбросов в аварийное открытое фонтанирование при бурении, серьезном и текущем ремонтах, освоении и перфорации скважин.

ПРИМЕРЫ ГНВП ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ.

Назовите предпосылки поступления газа из пласта в ствол скважины, которые не манят за собой ГНВП.

Назовите явные1 признаки начала ГНВП.

Назовите косвенные признаки начала ГНВП.

Какие главные предпосылки ГНВП при бурении разведочных, поисковых и параметрических скважин?

Какие главные предпосылки ГНВП при проведении капремонта скважин?

Г Л А ВА2 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП §1.

Потом снизу ввысь инспектируют избранную, конструкцию на возможность ликвидации ГНВП и недопущение поглощений и грифонообразования в процессе строительства скважины.

При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады.Ремонт скважин на кустике без остановки примыкающей скважины может быть допущен при условии воплощения и использования особых мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим управляющим предприятия.Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кустике и одновременная работа 2-ух бригад по ремонту скважин.

Газонефтепроявлением (ГНВП) именуется поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное техническим проектом.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИНЫ И ВЫЗРВЕ ПРИТОКА.

ГНВП при испытании объектов, вызове притока и освоении скважины вероятны в процессе перфорации, также спуска либо подъема пакерующего устройства.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ Долгих ПРОСТОЯХ.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В СКВАЖИНАХ СО ВСКРЫТЫМ ГАЗОВЫМ ГОРИЗОНТОМ.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ПРОВЕДЕНИИ Полгого ремонта СКВАЖИНЫ.

Из анализа обстоятельств появления ГНВП следует, что основными являются недолив скважины при подъеме НКТ и занижение плотности промывочной воды при глушении скважины перед подъемом НКТ либо дострелом объекта.

Способы предупреждения ГНВП при подъеме НКТ либо внутрисква-жинного оборудования подобны таким при подъеме бурильных труб из скважины и изложены в § 3.

Потому все зарегистрированные насыщенные ГНВП, также все фонтаны произошли из-за превышения пластового давления над давлением столба раствора в скважине, появившегося по причинам: вскрытия пласта с градиентом пластового давления более высочайшим, чем предвидено проектом, т.

ГЛАВА три ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП § 1.

Первоочередные деяния вахты при ГНВП во время бурения (промывки) скважины.

Первоочередные деяния вахты при ГНВП во время спускоподъемных операций.

Первоочередные деяния вахты при ГНВП во время спуска обсадной колонны.

Первоочередные деяния вахты при ГНВП при отсутствии бурильных (обсадных) труб в скважине.

Для выработки автоматизма в действиях членов буровой вахты по герметизации устья в случае появления ГНВП буровой мастер временами проводит занятия с каждым членом бригады раздельно, также совместно со всеми вахтами.

Предложения в тексте с термином "Признак"

Члены жюри конкурса, в состав которого вошли Бернард Перро, Директор по технологиям и обучению, Weatherford, Блок Нефтесервисов (БНС) (председатель комиссии); Грошев В.Ф. Проектный менеджер, консультант БН «Разведка и добыча», ТНК-BP; Райхерт С.Л. зам. генерального директора по производству, Weatherford, Наша родина; Захаров П.В. менеджер QHSSE, Weatherford, БНС; Хуснияров И. Р. Менеджер QHSSE, Weatherford, БНС приветствовали и напутствовали участников конца — трио наисильнейших вахт.

Многие российские создатели к прямым признакам начавшегося ГНВП относят увеличение газосодержания в промывочной воды.

Но данный признак вернее относить к косвенным, потому что за длительное время до момента обнаружения газа в растворе (если это газонефтепроявле-ние) должно наблюдаться повышение объема промывочной воды в приемных емкостях и интенсивности ее притока из скважины.

К косвенным признакам относится огромное количество отклонений от обычного процесса проводки скважины.

При контакте с H2Sc концентрацией до 100 мг/м3 в течение 3-4 ч возникают признаки легкой степени отравления: железный привкус во рту, резь в очах, светобоязнь, слезотечение, першение в горле, кашель, насморк, сухость во рту; при более больших концентрациях (порядка до семьсот мг/м3) и времени нахождения без средств защиты в течение 15—20 мин наступает средняя степень отравления со последующими симптомами: резкая слабость, головокружение, приступы кашля и все симптомы, присущие легкой степени отравления.

1-ые признаки отравления: хрипота, приступы сухого кашля, чихания, жжение и боли в груди, в горле, слезотечение, время от времени рвота.

Дублеры должны знать признаки отравления и правила оказания доврачебной помощи.

По каким признакам классифицируются открытые фонтаны?

Признаки газонефтеводопроявления (ГНВП).

Назовите явные1 признаки начала ГНВП.

Назовите косвенные признаки начала ГНВП.

Если в процессе бурения срабатывает сигнализация уровнемеров (очевидный признак начала проявления), нужно поднять ведомую трубу над ротором, сразу выключив буровые насосы, и найти наличие движения промывочной воды из скважины по желобам.

В процессе промывки контролируется уровень промывочной воды в приемных емкостях и в случае его роста (очевидный признак проявления) закрывают превентор.

При глубине скважины 500 — 600 м после возникновения первых признаков газопроявления уже через два — три мин может произойти полное замещение промывочной воды газом, при глубине девятьсот — одна тыща двести м - через 5-7 мин, при глубине две тыщи - две тыщи 500 м - через пятнадцать - 20 мин.

По регламентам компании "Хандрил" реакция бурильщика после обнаружения первых признаков проявления не допускается более четыре — 5 с, потому что в неприятном случае можно не успеть загерметизировать устье.

Первоочередные деяния членов вахты должны быть ориентированы на скорейшую герметизацию устья скважины после обнаружения очевидного признака начала проявления.

В каждом регионе страны зависимо от утвержденной схемы монтажа ОП разрабатываются деяния для каждого члена вахты в случае обнаружения очевидного признака начала проявления в процессе бурения, спуска либо подъема бурильных труб либо НКТ, спуска либо подъема УБТ, спуска обсадной колонны, проведения геофизических работ и т.

Предупреждение ГНВП при долгих простоях.Предупреждение ГНВП при ликвидации аварий в скважинах со вскрытым газовым горизонтом.Предупреждение ГНВП при проведении полгого ремонта скважины.Недолив скважины при подъеме бурильного инструмента и заниженная плотность промывочной воды являются более частыми причинами ГНВП, которые перебегают в открытые фонтаны.

Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

Тема 1. Главные понятия о ГНВП и фонтанах.

Открытые фонтаны всегда были и остаются в текущее время самыми томными трагедиями при бурении и ремонте скважин. Обычно, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:

непроизводственные материалы и трудовые издержки;

загрязнение среды (разливы нефти либо минерализованной воды, загазованность и др. ) ;

перетоки снутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

случаи человечьих жертв.

Невзирая на улучшение противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от их сокращаются медлительно. В большинстве случаев предпосылкой этого является отсутствие подабающего контроля за поведением скважины, при которой нереально найти начало ГНБП и вовремя принять меры по его ликвидации, а так же безграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Обычная ликвидация проявления может быть только в этом случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом шаге - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести преждевременное обнаружение начала ГНВП.

ГНВП - это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, либо их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении. ремонте и эксплуатации.

дорода не найдено либо его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.В данном случае комиссия, составившая и утвердившая систематизацию фонда скважин по степени угрозы появления НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со.гласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

P – Мпа; кгс/см. 2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади.

Давление в хоть какой точке скважины идиентично во всех направлениях.

Периодичность учебных тревог не пореже один раза за месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является мастер бригады.Руководители и инженерно-технические работники компаний при посещении объектов текущего, полгого ремонта и освоения скважин должны проводить контрольные учебные волнения по сигналу “ Выброс ” с следующим разбором и записью оценки деяния каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.

нефтяные скважины, в каких газовый фактор более двести м'/м три ;нефтяные скважины, в каких выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны либо в итоге заколонных перетоков;нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

Гидравлические утраты появляются только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических утрат определяется по имеющимся методикам.

^ Лишнее давление, P из - кгс/см. Два . Лишнее давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую либо открытую (в динамике) систему, определяемое другими, чем.

гидростатическое давление, источниками. В нашем случае лишним давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Лишним давлением в динамических критериях будут гидравлические утраты в дросселе +Pr.c.

Лишнее давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических критериях. Это положение является основополагающим в осознании методики глушения скважины.

Лишнее давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см. Два Pиз.т. - это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции.

Pиз.т. равно разнице меж пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

Лишнее давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см. Два Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице меж пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

^ Пластовое давление . P пл - кгс/см. 2. Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте.В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт.Полный ремонт и освоение скважин делается под управлением мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов.Текущий ремонт скважин делается под управлением мастера либо ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) либо с основным инженером и основным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием.

Пластовое давление ниже давления столба воды именуется аномально низким пластовым давлением.

^ Забойное давление . Рзаб - кгс/см. Два Забойное давление есть общее давление на забое скважины (либо под долотом) в всех критериях.

Рзаб. зависимо от критерий может быть равно пластовому давлению, больше либо меньше его:

- в обычных критериях бурения Рзаб>Рпл;

- приГНВП. когда скважина закрыта. Рзаб = Рпл.

^ Главным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

Забойное давление в скважине во всех случаях находится в зависимости от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( либо простоями ).

ЕТПБ требуют, чтоб гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в последующих размерах :

для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но менее 1,5 МПа.

для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но менее 3,0 Мпа.

При известном пластовом давлении горизонта нужная плотность промывочной воды, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

2. Систематизация фонда скважин по категориям производится геологиче.ской службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар либо последним замерам пластового давления по состоянию на один ян.варя каждого года по последующим признакам:

Приблизительно, для неглубоких скважин оно составляет :

Р гс - полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.

При промывке скважины после спуска труб либо долгих простоях без промывки забойное давление может понижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого роста их объема к устью.

2. Забойное давление после остановки циркуляции 1-ое время приравнивается гидростатическому.

3.Забойное давление при отсутствии циркуляции долгое время понижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных конфигураций бурового раствора на величину  Рст.

^ Главные принципы анализа давлений.

Давлениями, которые мы можем регулировать и держать под контролем при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:

-гидростатическое давление - Рr;

-гидростатические утраты - Pr.c;

-избыточное давление - Pиз.

Общее давление в хоть какой точке скважины будет складываться из этих 3-х давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, потому представляет энтузиазм разглядеть вопрос, как высчитать каждое из этих давлений, также верно уяснить, как и где эти давления будут содействовать либо негативно оказывать влияние на процесс ликвидации проявлений.

Тема 2. Поведение газа в скважине.

Как понятно, газ может находиться в скважине:

в растворенном состоянии;

в виде пузырьков, находящихся в покое относительно воды ( т.е. не всплывает без помощи других ). Размер этих пузырьков равен :

для воды, находящейся в покое ;

виде пузырьков, размер которых существенно мал относительно общего объема воды ( пузырьковый режим);

в виде пузырей, поперечник которых соизмерим с поперечником трубы ( снарядный режим всплытия ) ;

кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного места, что типично для выброса и фонтана.

1-ые три положения сильной угрозы не представляют, потому что забойное давление понижается некординально.

Если полагать, что в скважину поступила малогабаритная пачка газа ( к примеру при подъеме инструмента ), то для безупречных критерий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое практически удвоится. Потому что в безупречных критериях объем газа не поменяется ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта.

для безупречного газа, давление тоже не изменяется ( рис.1 )

Такое увеличение давления может повредить скважину либо вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех критериях газ подымается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа миниатюризируется, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет возрастать, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к понижению забойного давления.

На некой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому понижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, возможно окажется ниже пластового, что безизбежно приведет к работе пласта и может быть к фонтану ( рис.2 )

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.

Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к чертовским последствиям.

Скорость всплытия газа находится в зависимости от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от триста до триста 50 м/час, а для снарядного от 600 до девятьсот м/час.

Скорость подъема газа при промывке можно приблизительно отыскать по формуле.

где V ж - скорость движения воды, м/час ;

V r ст - скорость всплытия газа в статике, м/час.

Тема 3. Предпосылки появления ГНВП.

Основными причинами появления газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается основным инженером и основным геологом ООО НГДУ.4. Утвержденная таблица с плодами систематизации направляется в один квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы.слов) и серьезного, текущего ремонта скважин для управления при составле.

Уменьшение плотности воды в скважине при долгих остановках за счет поступления газа из пласта.

Долгие простои скважины без промывки.

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, также нефтяных и водяных пластов с огромным количеством растворенного газа существенно наращивают опасность появления газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

^ Завышенная опасность разъясняется последующими качествами газа:

Способностью газа просачиваться в интервале перфорации в скважину и создавать газовые пачки.

Способностью газовых пачек к всплытию в столбе воды с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

^ Предпосылки ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

Недостающая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников компаний приемам и способам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.

Плохое цементирование обсадных колонн.

Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

Некорректная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных либо бурильных труб.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении, серьезном и текущем ремонте скважин.

Рабочие проекты на строительство скважины, аннотации по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать точные, надежные решения по их предупреждению и программки противодействия по всему диапазону обстоятельств вероятного появления газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия вероятным причинам появления аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков появления и развития газонефтеводопроявлений.

Программки подготовки бурильщиков и профессионалов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по исследованию теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных способов ликвидации нефтегазоводопроявлений (метод двухстадийного глушения скважины, способ ожидания утяжеления и др.). Программки обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора Рф.

Бурильщик, старший оператор должен информировать о ГНВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее управление и ожидать последующих распоряжений.Вести наблюдение за давлением на устье скважины с регистрацией в вахтовом журнальчике.После герметизации устья скважины последующие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под управлением мастера либо ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком».

виды вероятных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и определенных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

рассредотачивание обязательств меж работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

перечень должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедля извещены об трагедии;

списки инструментов, средств персональной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и главных черт;

методы оповещения об трагедии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из небезопасных мест и участков;

режим работы вентиляции при появлении газонефтеводопроявлений;

необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;

первоочередные деяния производственного персонала при возникновении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития трагедии.

Планирование аварийной готовности объекта к вероятному появлению газонефтеводопроявлений следует проводить в согласовании с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к появлению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием.

Перед вскрытием пласта либо нескольких пластов с вероятными флюидопроявлениями нужно создать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при возникновении признаков газонефтеводопроявлений и максимально допустимым характеристикам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спуско-подъемных операций, порядок долива и т.п.);

проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

учебную тревогу. Предстоящая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его припасов методом изготовления и доставки на буровую.

Перед вскрытием горизонта с вероятным газонефтеводопроявлением и при наличии во вскрываемом разрезе нефтегазосодержащих пластов на объекте вывешиваются предупреждающие надписи: «Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт», «Недолив скважины приводит к выбросу!», «В контроле за скважиной перерывы не допустимы!» и др.

В процессе тесты колонн на плотность методом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превосходить более чем на 10 % вероятное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось менее чем на 5 кгс/см два (0.5 МПа).

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, обязаны иметь верхний предел спектра измерений, на 30 % превосходящий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

После монтажа и опрессовки превенторной установки вместе с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной предстоящее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического управляющего предприятия, выдаваемого в согласовании с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора Рф и противофонтанной службой (если это предвидено контрактом).

При вскрытии газоносных горизонтов и предстоящем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Воспрещается создавать подъем бурильной колонны до выравнивания параметров бурового раствора по всему циклу циркуляции.

Если объемное содержание газа в буровом растворе превосходит 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению обстоятельств насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Бурение скважин с частичным либо полным поглощением бурового раствора (воды) и вероятным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком.

Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем воды на устье скважины. Его понижение не допускается.

Комплекс работ по освоению скважины должен предугадывать меры, обеспечивающие:

предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;

охрану недр и среды.

Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении последующих критерий:

высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;

эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована вместе с колонной головкой и противовыбросовым оборудованием, герметична при очень ожидаемом давлении на устье скважины;

устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные полосы оборудованы и обвязаны в согласовании с утвержденной схемой;

фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления. а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

Приток флюида из пласта вызывается методом сотворения регламентируемых депрессий за счет: подмены бурового раствора на раствор наименьшей плотности, техно воду либо дегазированную нефть. При всем этом разница в плотностях поочередно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см три ; при большей разнице плотностей должны быть ограниченны темпы понижения противодавления на пласт.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне делается по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем воды на устье скважины. Его понижение не допускается.

Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и предназначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим управляющим и основным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим управляющим и основным геологом).

Работы по серьезному ремонту скважин должны проводиться спец бригадами по плану утвержденному основным инженером и основным геологом ремонтного предприятия и согласованному с основным инженером и основным геологом предприятия «Заказчика».

До проведения работ на скважине бригада должна быть осведомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим характеристикам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с подходящим оформлением в журнальчике инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

Прием скважины в полный ремонт либо освоение осуществляется комиссией.

Комиссию возглавляет начальник цеха полгого ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) либо уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию.

Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине.Обычным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды именуется аномально высочайшим пластовым давлением.

Это давление очень принципиально знать, чтоб удачно устранить ГНВП хоть какой интенсивности, если оно возникнет в процессе предстоящего бурения.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН.Познание давлений начала поглощения по всем интервалам вскрытого разреза непременно для удачной ликвидации ГНВП либо открытого фонтана.

Расстановка бригад делается согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту». В таких критериях каждый производитель работ должен немедля оповестить других участников работ на кустике о появлении на его участке необычной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и.

т.п.). В таких случаях все работы на кустике приостанавливаются до устранения обстоятельств появления необычной ситуации.

В плане работ на текущий, полный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану среды. В плане работ должно быть также отражено:

величина пластового давления определенная в согласовании с РД-39-100-91 “Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не пореже 1-го раза в полугодие, а по пъезометрическим скважинам не пореже 1-го раза в квартал. На 2-ой стадии разработки малая частота измерений может быть сокращена в двое…” ;

объем и плотность воды глушения.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в каких сохраняются условия фонтанирования либо газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем воды глушения и долива, также порядок глушения скважины определяется аннотацией по глушению скважин утвержденной управлением предприятия и согласованной с противофонтанной службой.

Для предотвращения и ликвидации вероятных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтоб обеспечивался самодолив скважины либо принудительный долив при помощи насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

На скважине должен быть обеспечен припас воды с соответственной плотностью в количестве более 2-х объемов скважины, находящемся конкретно на скважине либо на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.

В процессе подъема колонны труб следует создавать долив раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Характеристики воды глушения, доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого либо спущенного металла труб. При разнице меж объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.5 м три подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные аннотацией по действию вахты при НГВП. Если в процессе СПО оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины герметизировано. Бурильщик, старший оператор должен информировать о НГВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее управление и ожидать последующих распоряжений.

Вести наблюдение за давлением на устье скважины с регистрацией в вахтовом журнальчике.

Глушение скважины делается по дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения глушения определяется мастером ремонтной бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером цеха ТКРС по согласованию с геологической службой.

Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в согласовании с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой.

При перерывах в работе, независимо от их длительности, воспрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.

При наличии признаков сальникообразования воспрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника методом насыщенной промывки и расхаживания инструмента.

Раз в год должны проводится всеохватывающие проверки бригад освоения, серьезного, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы вместе с главными спецами компаний. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недочетов.

К работам на скважинах с вероятными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и спецы, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях” в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих подобающую лицензию. Проверка познаний и переподготовка этих кадров проводятся не пореже 1-го раза в три года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу “ Выброс ” является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях.^ Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см.кв. Гидростатическим давлением принято именовать давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.где  - плотность флюида, г/см три ;

Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть кропотливо расследован, происшествия и предпосылки его появления проработаны с членами бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.

При обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в согласовании с планом ликвидации аварий ПЛА.

После герметизации устья скважины последующие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под управлением мастера либо ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком".

Тема 4. Категории скважин по степени угрозы.

Фонда эксплуатационных скважин по степени угрозы их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК « Башнефть ».

^ 1. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кустике и одновременная работа 2-ух бригад по ремонту скважин. Расстановка бригад делается согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту».В таких критериях каждый производитель работ должен немедля оповестить других участников работ на кустике о появлении на его участке необычной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.).

^ Определение забойных давлений ( Р заб )Забойное давление при механическом бурении и промывке.Р гск - гидравлическое сопротивление кольцевого места.

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в каких нефти имеют газовый фактор, равный двести m³/t и поболее;

■ нефтяные скважины, в каких может быть поступление газа в эксплуатаци.

онную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в итоге межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним либо наружным газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в каких пластовое давление вы.

ше гидростатического на 15% и поболее;

■ нефтяные скважины, в каких попутный газ либо нефтяные пары содержат сероводород, превосходящий предельно-допустимую концентрацию (дальше - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га.

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные меж со.

бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо.

рации до газового пласта наименее 10м;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются способности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз.

дающий загазованность, превосходящую ПДК.

■ нефтяные скважины, в каких пластовое давление не превосходит гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор наименее двести м три /т;

■ нагнетательные скважины, в каких пластовое давление не превосходит гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых вероятны НГВП.

■ скважины, в каких пластовое давление равно гидростатическому либо ниже его, сероводород отсутствует.

3. Результаты систематизации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их ка.

тегории (с расшифровкой скважин 1-11 категории по давлению и по содержанию сероводорода).Недостающая плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ либо несоблюдения рекомендуемых характеристик раствора бригадой текущего, полгого ремонта и освоения скважин.Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.Глушение скважины до работ неполным объемом.

нии плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами серьезного и текущего ремон.

та скважин и предварительными бригадами по глушению скважин. Один экзем.

пляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для воплощения контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II либо III категорию, если при прове.

дении анализа попутного газа до ремонта скважины наличие серово.

Выброс - краткосрочное, насыщенное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в итоге отсутствия, разрушения, либо негерметичности запорного оборудования, либо грифонообразования.Тема 1.1 Главные понятия о давлениях в скважине.Давление .

^ 6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают.

ся предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – небезопасно - сероводород выше ПДК» либо «Первая категория - небезопасно - нефтегазоводопроявления»

для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатиче.

скому либо ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер.

жание сероводорода, также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы.

полнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ин.

женерно-технические работники (дальше - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.

7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке сква.

жины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требо.

ваниям документов, приведенных в реальном сборнике: "Аннотации по безо.

пасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при серьезном и текущем ремонте скважин".

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас.

сификации, возлагается на начальника цеха по серьезному и текущему ремон.

ту скважин сервисной организации.

9 . Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи.

кации, возлагается на заместителя головного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

Тема 5. Преждевременное обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие ранешнего обнаружения ГНВП.

Ранешным обнаружением ГНВП считается обнаружение роста объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины V доп . которую устанавливают равной 1/2 V пр. . но менее 1.5м 3. Расчет делается из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Главные признаки газонефтеводопроявлений.

Перелив воды из скважины при отсутствии циркуляции.

Повышение объема промывочной воды в приемных емкостях при бурении либо промывке скважины.

Повышение объема вытесняемой из скважины воды при спуске труб по сопоставлению с расчетным.

Понижение плотности воды при промывке скважины.

Завышенное газосодержание в воды глушения.

Понижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках либо простоях.

При соответствующем уровне организации работ подавляющее большая часть вовремя найденных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае возникновения признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в серьезном согласовании с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при появлении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время хоть какое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Тема 6. Первоочередные деяния производственного персонала.

серьезного и текущего ремонта скважин при появлении ГНВП.

При появлении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход появившегося ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные деяния вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при появлении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП 1-ый заметивший докладывает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( три маленьких гудка) и вахта делает последующие деяния.

^ Раздел I. ГНВП в процессе разбуривания цементного моста,

промывке, СПО и других операциях.

При наличии цементного моста в эксплуатационной колонне поступивший из пласта газ всплывает и скапливается под цементном мостом. Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Потому до начала разбуривания моста нужно проверить состояние ПВО, использовать промывочную жидкость соответственной плотности.

При появлении ГНВП:

Бурильщик приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы и муфты первой трубы инструмента выше АПР (КМУ, гидроротора), дает команду приостановить насос.

Вкупе с ассистент отворачивает ведомую трубу и укладывает на мостках (опускает в шурф), наворачивает на инструмент шаровой кран в открытом положении (КВД, оборотный клапан), инструмент подвешивает на талевой системе, закрепляет тормоз лебедки, открывает задвижные крестовины, закрывает превентор.

Потом закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после чего затрубную задвижку на выпуклой полосы.

Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, управляет работой вахты, смотрит за скважиной и держит под контролем за давлениями, не допуская при всем этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость. Его понижение недопускается.Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и предназначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим управляющим и основным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим управляющим и основным геологом).Работы по серьезному ремонту скважин должны проводиться спец бригадами по плану утвержденному основным инженером и основным геологом ремонтного предприятия и согласованному с основным инженером и основным геологом предприятия «Заказчика».

Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с ассистентами наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР (КМУ, гидроротор) легкостью и после отворота боктов крепления приподнимает инструмент с АПР.

Инструмент сажается на вспомогательный элеватор и отворачивает монтажный патрубок. Потом на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимающую гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), потом герметизируют устье – закрывают центральную задвижку (КВД) и после чего задвижку выкидной полосы.

^ Раздел II. ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

1.Бурильщик с ассистентами спускает в скважину одну трубу ( при способности несколько труб), наворачивает шаровой кран и герметизирует устье по разделу I.

2.При невозможности спуска труб делается герметизация спуском аварийной трубы.

^ Раздел III. ГНВП с прихваченным инвентарем.

Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на может быть большей глубине. Приподнимает инструмент, по мере надобности выбрасывет одну трубу и вместе с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.

^ Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных.

бурильных труб либо НКТ.

Бурильщик с ассистентами наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все следующие деяния вахты по герметизации устья производятся в последовательности, приведенной в разделе I.

^ Раздел V. ГНВП при перфорации и геофизических работах.

Бурильщик вместе с начальником партии немедля поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при способности произвести спуск наибольшего количества труб. При невозможности подъема устройство обрубает каротажный кабель.

Последующие работы по герметизации скважины производится в порядке, приведенной в разделе I.

^ Раздел V I. ГНВП при подъеме пластоиспытателя .

Бурильщик вместе с начальником партии прекращает подъем ИП. Открывает ЦК, подвешивает инструмент на талевой системе, закрывает превентор и оборотной промывкой вымывает нефть (поступивший из пласта флюид) из труб через ЦК и выкидную линию в емкость.

Сглаживает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

В случае продолжения проявления через затрубной место герметизирует устье по разделу I, оборотной промывкой закачивает утяжеленную промывочную жидкость и поднимает ИП.

ИП – испытатель пласта.

ВК – выпускной клапан.

УК –уравнительный клапан.

ЗПК – запорно-поворотный клапан.

ПК – циркуляционный клапан.

^ Раздел V I I. ГНВП при спуске эксплутационной колонны.

Бурильщик сажает колонну на ротор, совместно с ассистентами наворачивает шаровой кран с переводником под обсадные, наворачивает воздушную трубу и подвешивает на талевой системе, фиксирует тормоз лебедки, показывает клинья.

Потом закрывает превентор, после чего шаровой кран и затрубную задвижку.

При несоответствии плашек превентора поперечнику обсадных труб на колонну, наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном и с переводником под обсадные.

Последующие деяния по герметизации устья производятся в последовательности, приведенной в разделе I.

Раздел V III. ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК нужно:

Подать сигнал волнения и всем надеть надлежащие противогазы (КД, БКФ, В)

Людей, несвязанных с ликвидацией, вывести из небезопасной зоны.

Оповестить вышестоящие инстанции (п.6.В.6 ПБ НГП)

Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности – загерметизировать скважину в последовательности, приведенной в разделе I.

Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками.

После устранения загазованности создавать контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины создавать промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

При повышении концентрации Н2S воздухе, близкой к 0,5% больших (7575мг/м³), допустимой для фильтрующих противогазов, нужно:

Подать сигнал волнения и вывести людей из небезопасной зоны;

Сказать о создавшейся аварийной обстановки руководителю предприятия, вызвать ВО;

Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в границах взрываемости;

Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при угрозы оповестить наиблежайшие населенные пункты.

Последующие работы по ликвидации трагедии проводятся специально приготовленным персоналом ВО.

^ Раздел IX. Открытое фонтанирование при невозможности.

загерметизировать устье скважины.

Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедля докладывает диспетчеру об трагедии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает конструктивные меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за границы скважины и при способности организует устья водой.

^ Ассистент бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

Машинист останавливает ДВС, по способности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из небезопасной зоны.

Последующие работы по ликвидации открытого фонтана производятся силами ВО по особенному плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особенный план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

^ Раздел X. Воспламенившийся газонефтяной выброс.

Бурильщик воспринимает срочные меры по выводу людей в неопасное место, докладывает диспетчеру об трагедии, отключат электроэнергию, оказывает первую доврачебную помощь пострадавшим.

Ассистент бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

Последующие работы по ликвидации трагедии проводятся силами ВО и пожарных по особенному плану, разработанному штабом.

Видео: предупреждение и ликвидация ГНВП (Часть 3)

Учебный видеофильм: “Предупреждение и ликвидация ГНВП в процессе строительства скважин”

Год выпуска: 1998.

Длительность: двенадцать мин.

Управление пластовыми давлениями соединяет внутри себя две главные группы мероприятий: прогноз сверхвысоких пластовых давлений, как база проектирования и уточнение конструкции скважины и оптимизация режимов бурения и других процессов; гибкое регулирование забойного давления на вскрываемые пласты на всем открытом стволе скважины, как во время бурения, так и в процессе проведения других работ.

Размещено Среда, 05.26.2010 (3:16 пп) и расположено в рубрике Нефть и газ на видео.

практических действий для бригад освоения (тесты) и ремонта скважин при появлении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. 1-ый, заметивший газонефтеводопроявление (ГНВП), немедля предупреждает бурильщика (оператора) и всех членов вахты.

Во всех случаях при возникновении признаков газонефтеводопроявления бурильщик (оператор) должен немедля принять меры по герметизации устья, сказать о начавшемся ГНВП мастеру бригады, а в его отсутствие - начальнику смены (диспетчеру) ЦИТС, РИТС, начальнику цеха и установить дежурство у телефона (радиостанции). Установить неизменный контроль за устьем скважины.1.4.

1.2. Бурильщик (оператор) подает звуковой сигнал волнения «Выброс».1.3.

Запорная сборка с целью оперативного внедрения всегда должна находиться у устья скважины с открытым шаровым краном и предохранительным кольцом на ниппеле дистанционного патрубка либо соединительного переводника. При работе с разноразмерным инвентарем запорная сборка (имитатор штанг) должна быть оборудована подъемным патрубком и переводником, надлежащими типоразмеру спускаемых либо поднимаемых труб (штанг).

1.5. При бурении и промывке скважины под ведомую трубу устанавливается шаровой кран. Поперечник трубы под шаровым краном должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора.

1.6. Работы по ликвидации газонефтеводопроявления на устье скважины выполняются только искробезопасным инвентарем.

1.7. Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под управлением мастера либо ответственного спеца по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

1.8. Машинист подъемного агрегата делает все указания бурильщика (оператора).

1.9. При появлении ГНВП в процессе проведения освоения, тесты либо ремонта скважин с внедрением подъемных агрегатов, оборудованных площадкой верхового, верховой рабочий немедля покидает свое рабочее место с помощью устройства критического спуска, после этого учавствует в практических действиях вахты по ликвидации газонефтеводопроявления, выполняя указания бурильщика (оператора).

1.10. При проведении прострелочно-взрывных либо геофизических работ на скважине нужно иметь особое приспособление для рубки геофизического кабеля в искробезопасном выполнении, имеющее паспорт (ксерокопию паспорта) изготовителя.

1.11. При проведении ремонта скважин, оборудованных ЭЦН, на скважине нужно иметь особое приспособление для рубки силового кабеля в искробезопасном выполнении. имеющее паспорт (ксерокопию паспорта) изготовителя.

1.12. При перерывах в работе, независимо от их длительности, воспрещается оставлять устье скважины незагерметизированым.

В случае нахождения в скважине ЭЦН на колонну труб должна быть навернута запорная сборка и обеспечен непрерывный контроль за устьем скважины. Колонна труб должна находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, а приспособление для рубки кабеля – в оперативной готовности.

2. ОПЕРАТИВНАЯ ЧАСТЬ.

2.1. На устье скважины установлен двойной превентор (два одинарных превентора, плашечно-шиберный превентор):

Neftrus.com.

«Кроткие наследуют землю. » Но права на добычу нефти получат сильные.

Предпосылки появления ГНВП.

Проявления разделяются на три вида по состойнию вещества флюида: газопроявление, нефгеводопронвление и газонефтеводопроявлепие.

Газопроявление более небезопасно.

Завышенная опасность газопроявления разъясняется последующими качествами газа:

• Способностью газа просачиваться в интервале перфорации в скважину и создавать газовые пачки.

• Способностью газовых пачек к всплытию в столбе воды с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

• Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Нефтеводопроявления появляются медлительнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти либо пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления содержат в себе признаки и газопроявления и жидкостного проявления, потому их ликвидация более трудна.

Основными причинами появления газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

• Недостающая плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ либо несоблюдения рекомендуемых характеристик раствора бригадой текущего, полгого ремонта и освоения скважин.

• Недолив скважины при спуско-подьемных операциях.

• Поглощение воды, находящейся в скважине.

• Глушение скважины до работ неполным объемом либо не выдержка рекомендуемого времени отстоя меж циклами.

• Уменьшение плотности воды в скважине при долгих остановках за счет поступления газа из пласта.

• Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

• Долгие простои скважины без промывки (Более 30 6 часов).

• Наличие в разрезе скважины газовых пластов, также нефтяных и водяных пластов с огромным количеством растворенного газа существенно наращивают опасность появления газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Предпосылки ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

• Недостающая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников компаний приемам и способам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

• Некорректная эксплуатация противовыбросового оборудования.• Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных либо бурильных труб.Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении, серьезном и текущем ремонте скважин.

• Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой индустрии".• Плохое цементирование обсадных колонн.• Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

• Рабочие проекты на строительство скважины, аннотации по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать точные, надежные решения по их предупреждению и программки противодействия по всему диапазону обстоятельств вероятного появления газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

• Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия вероятным причинам появления аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков появления и развития газонефтеводопроявлений.

• Программки подготовки операторов ПРС, бурильщиков КРС и профессионалов по курсу «Контроль.

скважины.Необученность членов буровой бригады мерам по предупреждению и борьбе с вероятными ГНВП, которая выражается: 1) в несвоевременном установлении начала ГНВП (скв.АНАЛИЗ Обстоятельств ГНВП.Для определения обстоятельств появления ГНВП проанализированы двести два варианта в процессе бурения и 40 девять случаев в капремонте.

•' Производственные аннотации рабочих кадров, задействованных в бурении либо ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать определенные обязанности при появлении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

• На скважины с возможностью появления газонефтеводопроявлений либо открытого фонтана на предприятии должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

- виды вероятных, аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и определенных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

рассредотачивание обязательств меж работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

- перечень должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедля извещены об трагедии;

- списки инструментов, средств персональной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и главных черт;

- методы оповещения об трагедии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из небезопасных мест и участков;

режим работы вентиляции при появлении газонефтеводопроявлений;

- необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;

- первоочередные деяния производственного персонала при возникновении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития трагедии.

• Планирование аварийной готовности объекта к вероятному появлению газонефтеводопроявлений следует проводить в согласовании с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к появлению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием.

• Перед открытием скважины с вероятными флюидопроявлениями нужно создать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

- инструктаж членов ремонтной бригады по практическим действиям при возникновении признаков газонефтеводопроявлений и максимально допустимым характеристикам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, давление опрессовки эксплуатационной колонны, скорость спуско-подъемных операций, порядок долива и т.п.);

- проверку состояния подъемного агрегата, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

- учебную тревогу. Предстоящая периодичность учебных тревог устанавливается ремонтным предприятием;

- оценку готовности объекта к оперативной доставке воды глушения на скважину.

• В процессе тесты колонн на плотность методом опрессовки создаваемое внутреннее давление на эксплуатационную колонну должно быть равным давлению опрессовки эксплуатационной колонны, обозначенному в плане работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось менее чем на 5 кгс/см (0.5 МПа).

• Манометры, используемые при опрессовке эксплуатационной колонны, обязаны иметь верхний предел спектра измерений, на 30 % превосходящий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

• После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования вместе с обсадной колонной составляется акт.

• Бурение и ремонт скважин с частичным либо полным поглощением промывочной воды и вероятным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с заказчиком.

• Комплекс работ по освоению скважины должен предугадывать меры, обеспечивающие:

• предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;

• предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

• охрану недр и среды.

• Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении последующих.

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, спрессована вместе с противовыбросовым оборудованием, герметична при очень ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с противовыбросовым обрудованием, манифольдный блок и выкидные полосы оборудованы и обвязаны в согласовании с утвержденной схемой;

- фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

Приток флюида из пласта вызывается методом сотворения регламентируемых депрессий за счет: подмены бурового раствора на раствор наименьшей плотности, техно воду либо дегазированную нефть. При всем этом разница в плотностях поочередно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см три ; при большей разнице плотностей должныбыть ограниченны темпы понижения противодавления на пласт.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне делается по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем воды на устье скважины. При наличии способности закачивает в скважину промывочную жидкость соответственной плотности.Ассистент бурильщика учавствует в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.Делает указания бурильщика, устанавливает движок агрегата, после герметизации скважины докладывает диспетчеру о ГНВП.

До проведения работ на скважине бригада должна быть осведомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим характеристикам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с подходящим оформлением в журнальчике инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

Запуск скважины в полный ремонт либо освоение осуществляется комиссией. Комиссию возглавляет начальник цеха полгого ремонта скважин либо уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию.

В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт. Полный ремонт и освоение скважин делается под управлением мастера и инженерно-технических работников, назначенных ответственными за выполнение технологических регламентов.

Текущий ремонт скважин делается под управлением мастера либо ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) либо с основным инженером и основным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады. Ремонт скважин на кустике без остановки примыкающей скважины может быть допущен при условии воплощения и использования особых мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим управляющим предприятия. Систематизация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть», также площадях других регионов (в каких производятся работы по ремонту скважин подрядным методом) по степени угрозы их ремонта под.делится на три категории и предугадывает на этой базе увеличение от.ветственности управляющих и профессионалов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

В таких случаях все работы на кустике приостанавливаются до устранения обстоятельств появления необычной ситуации.

В плане работ на текущий, полный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану среды. В плане работ должно быть также отражено:

- величина пластового давления определенная в согласовании с ПБ-08-624-03 "Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не пореже 1-го раза в полугодие, а по пьезометрическим скважинам не пореже 1-го раза в квартал. На 2-ой стадии разработки малая частота измерений может быть сокращена в двое. ";

- объем и плотность воды глушения, количество циклов глушения, время.

- отстоя меж циклами.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в каких сохраняются условия фонтанирования либо газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем воды глушения и равнина, также порядок глушения скважины определяется аннотацией по глушению скважин утвержденной управлением предприятия и согласованной с противофонтанной службой. Для предотвращения и ликвидации вероятных газонефтеводопроявлений емкость долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтоб обеспечивался самодолив скважины либо принудительный долив при помощи насоса.

Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку. При ремонте скважин должен быть обеспечен припас воды с соответственной плотностью в количестве более 2-х объемов скважины, находящемся конкретно на скважине либо на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.

В процессе подъема колонны труб следует создавать долив воды глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Характеристики воды глушения, доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого либо спущенного металла труб. При разнице меж объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.2 м три подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные аннотацией по действию вахты при ГНВП. Если в процессе СПО оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины загерметизировано.Программки подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при возникновении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.Производственные аннотации рабочих кадров, задействованных в бурении либо ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать определенные обязанности при появлении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.На каждую скважину с возможностью появления газонефтеводопроявлений либо открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в согласовании с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой. При перерывах в работе, независимо от их длительности, воспрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.

При наличии признаков сальникообразования воспрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника методом насыщенной промывки и расхаживания инструмента. Раз в год должны проводится всеохватывающие проверки бригад освоения, серьезного, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы вместе с главными спецами компаний. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недочетов.

К работам на скважинах с вероятными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и спецы, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих подобающую лицензию. Проверка познаний и переподготовка этих кадров проводятся не пореже 1-го раза в три года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу "Выброс" является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не пореже один раза за месяц с каждой вахтой.

Ответственным за их проведение является мастер бригады.

Руководители и инженерно-технические работники компаний при посещении объектов текущего, полгого ремонта и освоения скважин должны проводить контрольные учебные волнения по сигналу "Выброс" с следующим разбором и записью оценки деяния каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.

Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть кропотливо расследован, происшествия и предпосылки его появления проработаны с членами бригад текущего, полгого ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.

ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДАЖЕ ПРИ Малозначительных ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ!

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ ПО Угрозы Появления ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ.

По степени угрозы появления газонефтеводопроявлений скважины разделяются на категории.

1-ая категория:

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

H - глубина скважины, м.В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.^ Гидравлические утраты (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см. 2. Гидравлические утраты определяются как давление, которое необъодимо сделать, чтоб прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему.

нефтяные скважины с пластовым давлением превосходящим гидростатическое более чем на 10 %

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку наименее года с пластовым давлением превосходящим гидростатическое более чем на 10 %;

нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные меж собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки наименее три метров, также находящиеся от наружного контура ГНК на расстоянии 500 метров и поближе.

2-ая категория :

нефтяные скважины, в каких пластовое давление превосходит гидростатическое менее чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м 3. но наименее двести м'/м три ;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превосходящим гидростатическое более чем на 10 %.

3-я категория :

нефтяные скважины, в каких давление равно либо ниже гидростатического и газовый фактор наименее 100 м^м три ;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превосходит гидростатическое менее чем на 10 %.

Прошел конкурс проф мастерства посреди буровиков «Лучший по профессии 2009»

Лето на бузулукской земле выдалось горячим на принципиальные действия для представителей главных нефтесервисных компаний не только лишь городка либо области, да и региона в целом. В июле проходили подготовительные локальные этапы состязаний проф мастерства посреди буровых вахт, а август ознаменовался концом межрегионального смотра-конкурса, который также прошел в Оренбургской области и собрал под собственной эгидой представителей наилучших буровых бригад и наилучших специалистов-буровиков из Оренбурга и Нижневартовска, победивших в отборочных турах.

Тон мероприятию задавал духовой оркестр, с самого начала провождающий построение участников и настраивающий их на боевой лад.ПРИЗНАКИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП)При нарушении равновесия системы скважина — пласт и поступлении в итоге этого пластового флюида в ствол скважины всегда возникают предупреждающие признаки, игнорировать которые неприемлимо.Есть признаки, очевидно говорящие о начале проявления (очевидные признаки), также признаки, которые можно рассматривать и как предупреждающие о начале проявления, и как не относящиеся к проявлению (косвенные признаки).Большая часть создателей как российских, так и забугорных очевидными признаками начала проявления считают: при бурении, проработке, промывке, расширении ствола — повышение объема промывочной воды в приемных емкостях, превышение интенсивности выходящего потока промывочной воды из ствола над интенсивностью закачиваемой, движение промывочной воды из скважины при остановленных насосах;при подъеме колонны труб — уменьшение объема долитой промывочной воды над объемом извлеченного из скважины металла труб, движение промывочной воды из скважины;при спуске колонны труб — повышение прироста объема промывочной воды в приемных емкостях над объемом спущенного металла труб, движение промывочной воды из скважины;при простоях, геофизических исследовательских работах, ОЗЦ — движение промывочной воды из скважины.

Необходимо отметить и тот факт, что к моменту проведения конца компании-победители отборочных туров — «Оренбургбурнефть» (ОБН; Бузулук), ЗАО «Нижневартовскбурнефть» (НвБН; Нижневартовск), ООО «Нижневартовское предприятие по ремонту скважин-1» (НПРС-1; Нижневартовск) — вошли в состав группы компаний Weatherford (по результатам сделки меж компаниями ТНК-BP и Weatherford*). Все же в составе жюри был и представитель ТНК-BP, который очень пристально и с ревностью смотрел за действиями собственных бывших подопечных, очень беспристрастно оценивая их профессионализм и командную работу.

Сам конкурс состоял из 2-ух шагов — теоретического и практического. Теоретическая часть очень напоминала экзамен в суровый столичный Университет, где основными аспектами оценки познаний стали точность ответа на вопросы теста и время его прохождения. В каждый билет содержал одиннадцать вопросов, которые в большей степени касались познаний по основной профессии, видам работ, ОТ аннотации, правилам оказания первой мед помощи, корпоративным эталонам и основам технологии.

Для каждого из 7 членов бригады — бурового мастера, 3-х его помощников — I, II и III помбуров, электромеханика, слесаря и бурильщика — были подготовлены свои варианты тестовых заданий, с которыми финалисты с блеском совладали, доказав тем, что не напрасно конкретно они вышли в конец, войдя в тройку наисильнейших бригад.

Практическая часть по традиции была более увлекательной, так как имитировала работу бригад на вышке, а представители жюри могли оценивать работу команд в режиме реального времени и фактически в полевых критериях. Сущность задания состояла в проведении спуско-подъемной операции и действиях бригады согласно штатной расстановки при сигнале волнения «Выброс» и «ГНВП».

Оценка работы бригад и выбор фаворитов стали сложным решением для жюри конкурса, так как все участники проявили себя настоящими специалистами в собственного дела. По воззрению сходу 2-ух членов комиссии: «Общее воспоминание — очень не плохое, это наилучшие представители собственных обществ, что уже задает общий фон конкурсу, сформировывает высшую общую оценку».ПРИЗНАКИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП)Многие российские создатели к прямым признакам начавшегося ГНВП относят увеличение газосодержания в промывочной воды.ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БОРЬБЕ С ГНВП § 1.При использовании дополнительных насосных агрегатов для глушения ГНВП их обвязку со скважиной следует спрессовывать на плотность при давлении, превосходящем очень ожидаемое в 1,5 раза.