действия вахты при гнвп

действия 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 вместе с эффектом поршневания практически всегда приводит к ГНВП, а при отсутствии в открытой части разреза продуктивных пластов — к осыпанию стенок скважины.

В процессе подъема бурильных труб возможность возникновения ГНВП за счет эффекта поршневания особенно возрастает при бурении на равновесии или близком к нему.

ПРИЗНАКИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП)

Многие отечественные авторы к прямым признакам начавшегося ГНВП относят повышение газосодержания в промывочной жидкости.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БОРЬБЕ С ГНВП § 1.

При использовании дополнительных насосных агрегатов для глушения ГНВП их обвязку со скважиной следует спрессовывать на герметичность при давлении, превышающем максимально ожидаемое в 1,5 раза.

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

Работы по глушению ГНВП и •связанные с ним подготовительные работы выполняются под руководством начальника буровой (бурового мастера).

При длительных и сложных работах по ликвидации ГНВП руководство должен осуществлять ответственный инженер-технолог при участии работников военизированных частей.

К руководству допускаются инженерно-технические работники, прошедшие специальное 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 темное время суток их необходимо освещать; установить на буровой знаки безопасности; оснастить буровую приборами контроля воздуха и осуществлять их регулярную проверку; тренировочные занятия проводить с использованием противогазов и других средств индивидуальной защиты; обучить бригаду оказанию доврачебной помощи при отравлении; организовать круглосуточную работу ответственных ИТР и представителей военизированной части; определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях; оснастить бригаду средствами индивидуальной защиты; нефть и газ при ликвидации ГНВП сжигать.

Кто руководит работой по глушению ГНВП?

ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГНВП И ВЫБРОСОВ В АВАРИЙНОЕ

Необученность членов буровой бригады мерам по предупреждению и борьбе с возможными ГНВП, которая выражается: 1) в несвоевременном установлении начала ГНВП (скв.

АНАЛИЗ ПРИЧИН ГНВП

Для определения причин возникновения ГНВП проанализированы 202 случая в процессе бурения и 49 случаев в капремонте.

Из практики известно, что случаи возникновения ГНВП при успешной ликвидации известны только буровой организации, в которой это произошло.

Поэтому проанализированы только случаи ГНВП, или перешедшие в открытые фонтаны или на ликвидацию которых затрачены большие материальные ресурсы.

Причина Бурение Капитальный ремонт ГНВП Перешло в фонтан ГНВП Перешло в фонтан

Назовите причины перехода ГНВП, выбросов в аварийное открытое фонтанирование.

Признаки газонефтеводопроявления (ГНВП).

Анализ причин ГНВП.

Примеры ГНВП при строительстве скважин.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП.

Предупреждение ГНВП при бурении скважин.

Предупреждение ГНВП при спускоподъемных операциях.

При ликвидации ГНВП, происшедших по указанной причине, величина доутяжеления промывочной жидкости в среднем колеблется в пределах 0,10 — 0,15 г/см3, хотя известны случаи доутяжеления на 0,40 — 0,45 г/см3 (1 Зеварды, 2 Памук, 5 Горностаевка и др.

Предупреждение ГНВП при креплении скважин.

Предупреждение ГНВП при испытании скважины и вызове притока.

Предупреждение ГНВП при длительных простоях.

Предупреждение ГНВП при ликвидации аварий в скважинах со вскрытым газовым горизонтом.

Предупреждение ГНВП при проведении капитального ремонта скважины.

ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП.

Недолив скважины при подъеме бурильного инструмента и заниженная плотность промывочной жидкости являются наиболее частыми причинами ГНВП, которые переходят в открытые фонтаны.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БОРЬБЕ С ГНВП.

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

ПРИМЕРЫ ГНВП ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

Назовите причины поступления газа из пласта в ствол скважины, которые не влекут за собой ГНВП.

Назовите явные1 признаки начала ГНВП.

Назовите косвенные признаки начала ГНВП.

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

Какие главные причины ГНВП при проведении капремонта скважин?

Г Л А ВА2 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП §1.

Затем снизу вверх проверяют выбранную, конструкцию на возможность ликвидации ГНВП и недопущение поглощений и грифонообразования в процессе строительства скважины.

Это давление очень важно знать, чтобы успешно ликвидировать ГНВП любой интенсивности, если оно возникнет в процессе дальнейшего бурения.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Знание давлений начала поглощения по всем интервалам вскрытого разреза обязательно для успешной ликвидации ГНВП или открытого фонтана.

Газонефтепроявлением (ГНВП) называется 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 возможны в процессе перфорации, а также спуска или подъема пакерующего устройства.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ДЛИТЕЛЬНЫХ ПРОСТОЯХ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В СКВАЖИНАХ СО ВСКРЫТЫМ ГАЗОВЫМ ГОРИЗОНТОМ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ

Из анализа причин возникновения ГНВП следует, что основными являются недолив скважины при подъеме НКТ и занижение плотности промывочной жидкости при глушении скважины перед подъемом НКТ или дострелом объекта.

Методы предупреждения ГНВП при подъеме НКТ или внутрисква-жинного оборудования аналогичны таковым при подъеме бурильных труб из скважины и изложены в § 3.

Поэтому все зарегистрированные интенсивные ГНВП, а также все фонтаны произошли из-за превышения пластового давления над давлением столба раствора в скважине, возникшего по причинам: вскрытия пласта с градиентом пластового давления более высоким, чем предусмотрено проектом, т.

ГЛАВА 3 ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП § 1.

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время бурения (промывки) скважины

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время спускоподъемных операций

Первоочередные действия вахты при ГНВП во время спуска обсадной колонны

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

Для выработки автоматизма в действиях членов буровой вахты по герметизации устья в случае возникновения ГНВП буровой мастер периодически проводит занятия с каждым членом бригады отдельно, а также вместе со всеми вахтами.

Предложения в тексте с термином "Признак"

ПРИЗНАКИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП)

При нарушении равновесия системы скважина — пласт и поступлении в результате этого пластового флюида в ствол скважины всегда появляются предупреждающие признаки, игнорировать которые недопустимо.

Существуют признаки, явно говорящие о начале проявления (явные признаки), а также признаки, которые можно рассматривать и как предупреждающие о начале проявления, и как не относящиеся к проявлению (косвенные признаки).

Большинство авторов как отечественных, так и зарубежных явными признаками начала проявления считают: при бурении, проработке, промывке, расширении ствола — увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях, превышение интенсивности выходящего потока промывочной жидкости из ствола над интенсивностью закачиваемой, движение промывочной жидкости из скважины при остановленных насосах;при подъеме колонны труб — уменьшение объема долитой промывочной жидкости над объемом извлеченного из скважины металла труб, движение промывочной жидкости из скважины;при спуске колонны труб — увеличение прироста объема промывочной жидкости в приемных емкостях над объемом спущенного металла труб, движение промывочной жидкости из скважины;при простоях, геофизических исследованиях, ОЗЦ — движение промывочной жидкости из скважины.

Многие отечественные авторы к прямым признакам начавшегося ГНВП относят повышение газосодержания в промывочной жидкости.

Но данный признак правильнее относить к косвенным, так как задолго до момента обнаружения газа в растворе (если это газонефтепроявле-ние) должно наблюдаться увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях и интенсивности ее притока из скважины.

К косвенным признакам относится множество отклонений от нормального процесса проводки скважины.

При контакте с H2Sc концентрацией до 100 мг/м3 в течение 3-4 ч появляются признаки легкой степени отравления: металлический привкус во рту, резь в глазах, светобоязнь, слезотечение, першение в горле, кашель, насморк, сухость во рту; при более высоких концентрациях (порядка до 700 мг/м3) и времени нахождения без средств защиты в течение 15—20 мин наступает средняя степень отравления со следующими симптомами: резкая слабость, головокружение, приступы кашля и все симптомы, присущие легкой степени отравления.

Первые признаки отравления: хрипота, приступы сухого кашля, чихания, жжение и боли в груди, в горле, слезотечение, иногда рвота.

Дублеры обязаны 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 (явный признак начала проявления), необходимо поднять ведущую трубу над ротором, одновременно выключив буровые насосы, и определить наличие движения промывочной жидкости из скважины по желобам.

В процессе промывки контролируется уровень промывочной жидкости в приемных емкостях и в случае его увеличения (явный признак проявления) закрывают превентор.

При глубине скважины 500 — 600 м после появления первых признаков газопроявления уже через 2 — 3 мин может произойти полное замещение промывочной жидкости газом, при глубине 900 — 1200 м - через 5-7 мин, при глубине 2000 - 2500 м - через 15 - 20 мин.

По регламентам фирмы "Хандрил" реакция бурильщика после обнаружения первых признаков проявления не допускается более 4 — 5 с, так как в противном случае можно не успеть загерметизировать устье.

Первоочередные действия членов вахты должны быть направлены на скорейшую герметизацию устья скважины после обнаружения явного признака начала проявления.

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

Необходимо помнить, что любой член вахты, обнаруживший явный признак начала проявления, обязан об этом сказать бурильщику.

После получения устной информации или звукового (светового) сигнала от соответствующих защитных устройств о явном признаке начала проявления бурильщик обязан объявить тревогу "Выброс", прекратить проводимые на скважине работы, загерметизировать устье, а потом уже только проверить достоверность полученной информации.

Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.

«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:

непроизводственные материалы и трудовые затраты;

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

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

случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные 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.

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

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

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.

Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.

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

Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

^ Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см.кв. Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

где  - плотность флюида, г/см 3 ;

H - глубина скважины, м.

В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

^ Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см. 2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необъодимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

^ Избыточное давление, P _из - кгс/см. 2 . Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем

гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см. 2 Pиз.т. - это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции.

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

Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см. 2 Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между 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. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине.

Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

^ Забойное давление. Рзаб - кгс/см. 2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях.

Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

- в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

- приГНВП. когда скважина закрыта. Рзаб₌ Рпл.

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

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

ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :

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

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

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

^ Определение забойных давлений ( Р заб )

Забойное давление при механическом бурении и промывке

Р _гск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

Р_гс - полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.

При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.

2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому

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

^ Основные принципы анализа давлений

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

-гидростатическое давление - Рr;

-гидростатические потери - Pr.c;

-избыточное давление - Pиз.

Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

Тема 2. Поведение газа в скважине.

Как известно, газ может находиться в скважине:

в растворенном состоянии;

в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :

для жидкости, находящейся в покое ;

виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);

в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;

кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.

Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта

для идеального газа, давление тоже не меняется ( рис.1 )

Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно 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 катастрофическим последствиям.

Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.

Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле

где V _ж - скорость движения жидкости, м/час ;

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

Тема 3.Причины возникновения ГНВП

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.

Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.

Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

Длительные простои скважины без промывки.

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

^ Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

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

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

^ ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

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

Некачественное цементирование обсадных колонн.

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

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

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

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

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции 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 четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения 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 возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

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

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

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

распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;

способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;

режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;

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

первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

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

Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

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

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

учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления и доставки на буровую.

Перед вскрытием горизонта с возможным 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 испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0.5 МПа).

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий 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 совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).

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

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

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

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

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

Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

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

охрану недр и окружающей среды.

Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

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

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

устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии 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 путем создания регламентируемых депрессий за счет: замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см 3 ; при большей разнице плотностей должны быть ограниченны темпы снижения противодавления на пласт.

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

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

Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия «Заказчика».

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

Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией.

Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) или 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.

Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов.

Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады.

Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим руководителем предприятия.

Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. Расстановка бригад производится согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту». В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и

т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

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

величина пластового давления определенная в соответствии с РД-39-100-91“Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не реже одного раза в полугодие, а по пъезометрическим скважинам не реже одного раза в квартал. На второй стадии разработки минимальная частота измерений может быть сокращена в двое…” ;

газовый фактор ;

объем и плотность жидкости глушения.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем жидкости глушения и долива, а также порядок глушения скважины определяется инструкцией по глушению скважин утвержденной руководством предприятия и согласованной с противофонтанной службой.

Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью 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 запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины, находящемся непосредственно на скважине или на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.

В процессе подъема колонны труб следует производить долив раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости 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 или спущенного металла труб. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией 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 руководство и ждать дальнейших распоряжений.

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

Глушение скважины производится 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 соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

Ежегодно должны проводится комплексные проверки бригад освоения, капитального, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы совместно с главными специалистами предприятий. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недостатков.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях” в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального 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, капитального ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является мастер бригады.

Руководители и инженерно-технические работники предприятий при посещении объектов текущего, капитального ремонта и освоения скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу “Выброс ” с последующим разбором и записью оценки действия каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.

Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального 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 соответствии с планом ликвидации аварий ПЛА.

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

ПОМНИТЕ:

Тема 4. Категории скважин по степени опасности

возникновения газонефтеводопроявлений

КЛАССИФИКАЦИЯ

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

^ 1. Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть», а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта под

разделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение от

ветственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологиче

ской службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 ян

варя каждого года по следующим признакам:

1 категория:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатаци

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

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление вы

ше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га

зоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между со

бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо

рации до газового пласта менее 10м;

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

дающий загазованность, превышающую ПДК.

^ II категория:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м 3 /т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

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

^ III категория:

■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

3. Результаты классификации 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). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

4. Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы

слов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составле

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 капитального и текущего ремон

та скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экзем

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

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

дении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие серово

дорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со

гласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

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

ся предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

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

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

скому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер

жание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы

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

женерно-технические работники (далее - 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 настоящем сборнике: "Инструкции по безо

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

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас

сификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремон

ту скважин сервисной организации.

9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи

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

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины V_доп. которую устанавливают равной 1/2 V_пр.. но не более 1.5м 3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

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

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважинпри возникновении ГНВП

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

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

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

^ 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 накапливается под цементном мостом. Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности.

При возникновении ГНВП:

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

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

Затем закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после этого затрубную задвижку на выпуклой линии.

Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, руководит работой вахты, следит за скважиной и контролирует за давлениями, не допуская при этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость. При наличии возможности закачивает в скважину промывочную жидкость соответствующей плотности.

Помощник бурильщика принимает участие в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.

^ Машинист агрегата.

Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками 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. Затем на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимную гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), затем герметизируют устье – закрывают центральную задвижку (КВД) и после этого задвижку выкидной линии.

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

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

2.При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы

^ Раздел III. ГНВП с прихваченным инструментом

Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на возможно большей глубине. Приподнимает инструмент, при необходимости выбрасывет одну трубу и совместно с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.

^ Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных

бурильных труб или НКТ.

Бурильщик с помощниками наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все последующие действия вахты по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

^ Раздел V. ГНВП при перфорации и геофизических работах.

Бурильщик совместно с начальником партии немедленно поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при возможности произвести спуск максимального количества труб. При невозможности подъема прибор обрубает каротажный кабель.

Дальнейшие работы по герметизации скважины выполняется в порядке, приведенной в разделе I.

^ Раздел V I. ГНВП при подъеме пластоиспытателя .

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

Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

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

ИП – испытатель пласта

ВК – выпускной клапан

УК –уравнительный клапан

ЗПК – запорно-поворотный клапан

ПК – циркуляционный клапан

М– манометр

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

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

Затем закрывает превентор, после этого шаровой кран и затрубную задвижку.

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

Дальнейшие действия по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

Раздел V III. ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

Подать сигнал тревоги и всем надеть соответствующие противогазы (КД, БКФ, В)

Людей, несвязанных с ликвидацией, вывести из опасной 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 производить контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины производить промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

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

Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны;

Сообщить о создавшейся аварийной обстановки руководителю предприятия, вызвать ВО;

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

Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

^ Раздел IX. Открытое фонтанирование при невозможности

загерметизировать устье скважины.

Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.

^ Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

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

Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВО по особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

^ Раздел X. Воспламенившийся газонефтяной выброс

Бурильщик принимает срочные меры по выводу людей в безопасное место, сообщает диспетчеру об аварии, отключат электроэнергию, оказывает первую доврачебную помощь пострадавшим.

Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся силами ВО и пожарных по особому плану, разработанному штабом.

Термины

Видео: предупреждение и ликвидация ГНВП (Часть 3)

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

Год выпуска: 1998

Продолжительность: 12 мин.

Управление пластовыми давлениями сочетает в себе две основные группы мероприятий: прогноз сверхвысоких пластовых давлений, как основа 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 ходе проведения других работ.

Опубликовано Среда, 05.26.2010 (3:16 пп) и размещено в рубрике Нефть и газ на видео

ПЛАН

практических действий для бригад освоения (испытания) и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Первый, заметивший газонефтеводопроявление (ГНВП), немедленно предупреждает бурильщика (оператора) и всех членов вахты.

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

1.3. Во всех случаях при появлении признаков газонефтеводопроявления бурильщик (оператор) обязан немедленно принять меры по герметизации устья, сообщить о начавшемся ГНВП мастеру бригады, а в его отсутствие - начальнику смены (диспетчеру) ЦИТС, РИТС, начальнику цеха и установить дежурство у телефона (радиостанции). Установить постоянный контроль за устьем скважины.

1.4. Запорная компоновка с целью оперативного применения всегда должна находиться у устья скважины с открытым шаровым краном и предохранительным кольцом на ниппеле дистанционного патрубка или соединительного переводника. При работе с разноразмерным инструментом запорная компоновка (имитатор штанг) должна быть оборудована подъемным патрубком и переводником, соответствующими типоразмеру спускаемых или поднимаемых труб (штанг).

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

1.6. Работы по ликвидации газонефтеводопроявления на устье скважины производятся только искробезопасным инструментом.

1.7. Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного специалиста по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

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

1.9. При возникновении ГНВП в процессе проведения освоения, испытания или ремонта скважин с использованием подъемных агрегатов, оборудованных площадкой верхового, верховой рабочий немедленно покидает свое рабочее место при помощи устройства экстренного спуска, после чего принимает участие в практических действиях вахты по ликвидации газонефтеводопроявления, выполняя указания бурильщика (оператора).

1.10. При проведении прострелочно-взрывных или геофизических работ на скважине необходимо иметь специальное приспособление для рубки геофизического кабеля в искробезопасном исполнении, имеющее паспорт (ксерокопию паспорта) изготовителя.

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

1.12. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированым.

В случае нахождения в скважине ЭЦН на колонну труб должна быть навернута запорная компоновка 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.

Причины возникновения ГНВП

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

Газопроявление наиболее опасно.

Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:

• Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

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

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

Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их ликвидация наиболее трудна.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

• Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

• Недолив скважины при спуско-подьемных операциях.

• Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

• Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами.

• Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

• Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

• Длительные простои скважины без промывки (Более 36 часов).

• Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

• Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

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

• Некачественное цементирование обсадных колонн.

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

• Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

• Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

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

• Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции 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 четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения 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 возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

• Программы подготовки операторов ПРС, бурильщиков КРС и специалистов по курсу «Контроль

скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлений» должны включать разделы ' по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений. Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.

• Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

•' Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

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

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

распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

- список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

- списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;

- способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;

режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;

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

- первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

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

• Перед открытием скважины с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

- инструктаж членов ремонтной бригады по практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений и предельно допустимым параметрам (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. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается ремонтным предприятием;

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

• В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на эксплуатационную колонну должно быть равным давлению опрессовки эксплуатационной колонны, указанному в плане работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см (0.5 МПа).

• Манометры, применяемые при опрессовке эксплуатационной колонны, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

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

• Бурение и ремонт скважин с частичным или полным поглощением промывочной жидкости и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с заказчиком.

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

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

• предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

• охрану недр и окружающей среды.

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

условий:

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

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

- устье с противовыбросовым обрудованием, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии 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 путем создания регламентируемых депрессий за счет: замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см 3 ; при большей разнице плотностей должныбыть ограниченны темпы снижения противодавления на пласт.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне производится по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение недопускается.

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

Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия «Заказчика».

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

Пуск скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией. Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин или 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. Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и инженерно-технических работников, назначенных ответственными за выполнение технологических регламентов.

Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим руководителем предприятия. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. Расстановка бригад производится согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту».

В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

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

- величина пластового давления определенная в соответствии с ПБ-08-624-03 "Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не реже одного раза в полугодие, а по пьезометрическим скважинам не реже одного раза в квартал. На второй стадии разработки минимальная частота измерений может быть сокращена в двое. ";

- объем и плотность жидкости глушения, количество циклов глушения, время

- отстоя между циклами.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем жидкости глушения и долина, а также порядок глушения скважины определяется инструкцией по глушению скважин утвержденной руководством предприятия и согласованной с противофонтанной службой. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений емкость долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса.

Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку. При ремонте скважин должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины, находящемся непосредственно на скважине или на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.

В процессе подъема колонны труб следует производить долив жидкости глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости 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 или спущенного металла труб. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.2 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при ГНВП. Если в процессе СПО оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины загерметизировано. Бурильщик, старший оператор должен информировать о ГНВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее руководство и ждать дальнейших распоряжений.

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

После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком». Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой. При перерывах в работе, независимо отих продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента. Ежегодно должны проводится комплексные проверки бригад освоения, капитального, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы совместно с главными специалистами предприятий. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недостатков.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального 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, капитального ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой.

Ответственным заих проведение является мастер бригады.

Руководители и инженерно-технические работники предприятий при посещении объектов текущего, капитального ремонта и освоения скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу"Выброс" с последующим разбором и записью оценки действия каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.

Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.

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

КАТЕГОРИЯ СКВАЖИНЫ ПО ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Первая категория:

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м'/м 3 ;

нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

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

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

нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория :

нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м 3. но менее 200 м'/м 3 ;

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

Третья категория :

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м^м 3 ;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

Прошел конкурс профессионального мастерства среди буровиков «Лучший по профессии 2009»

Лето на бузулукской земле выдалось жарким на важные события для представителей основных нефтесервисных предприятий не только города или области, но и региона в целом. В июле проходили предварительные локальные этапы состязаний профессионального мастерства среди буровых вахт, а август ознаменовался финалом межрегионального смотра-конкурса, который также прошел в Оренбургской области и собрал под своей эгидой представителей лучших буровых бригад и лучших специалистов-буровиков из Оренбурга и Нижневартовска, победивших в отборочных турах.

Тон мероприятию задавал духовой оркестр, с самого начала сопровождающий построение участников и настраивающий их на боевой лад. 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, Россия; Захаров П.В. менеджер QHSSE, Weatherford, БНС; Хуснияров И. Р. Менеджер QHSSE, Weatherford, БНС приветствовали и напутствовали участников финала — трио сильнейших вахт.

Стоит отметить и тот факт, что к моменту проведения финала 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 между компаниями ТНК-BP и Weatherford*). Тем не менее в составе жюри был и представитель ТНК-BP, который очень внимательно и ревностно следил за действиями своих бывших подопечных, максимально объективно оценивая их профессионализм и командную работу.

Сам конкурс состоял из двух этапов — теоретического и практического. Теоретическая часть очень напоминала экзамен в серьезный столичный ВУЗ, где основными критериями оценки знаний стали точность ответа на вопросы теста и время его прохождения. В каждый билет содержал 11 вопросов, которые преимущественно касались знаний по основной профессии, видам работ, ОТ инструкции, правилам оказания первой медицинской помощи, корпоративным стандартам и основам технологии.

Для каждого из семи членов бригады — бурового мастера, трех его помощников — I, II и III помбуров, электромеханика, слесаря и бурильщика — были подготовлены свои варианты тестовых заданий, с которыми финалисты с блеском справились, доказав тем самым, что не зря именно они вышли в финал, войдя в тройку сильнейших бригад.

Практическая часть по традиции была более интересной, поскольку имитировала работу бригад на вышке, а представители жюри могли оценивать работу команд в режиме реального времени и практически в полевых условиях. Суть задания состояла в проведении спуско-подъемной операции и действиях бригады согласно штатной расстановки при сигнале тревоги «Выброс» и «ГНВП».

Оценка работы бригад и выбор победителей стали сложным решением для жюри конкурса, поскольку все участники показали себя истинными профессионалами в своего дела. По мнению сразу двух членов комиссии: «Общее впечатление — очень хорошее, это лучшие представители своих коллективов, что уже задает общий фон конкурсу, формирует высокую общую оценку». Члены жюри были единодушны, вынося финальный вердикт и определяя победителя конкурса.

Хоть и опирались они на математические данные, оценивая уровень знаний и работы финалистов, но «… все взвесив, мы получили сначала цифры, потом обменялись экспертными мнениями, и данные практически совпали. Наши цифры практически подтвердили то, к чему мы пришли единогласно».

Итак, по итогам двух этапов победителем стала бригада «НПРС-1», набравшая 190 баллов, второе место жюри единодушно присудила ребятам из «ОБН».