Какие требования относительно мощности перекрытия цементом продуктивного газонасыщенного пласта
Обновлено: 13.05.2024
Какие требования относительно мощности перекрытия цементом продуктивного газонасыщенного пласта
(Действующий) ГОСТ Р 55414-2013 Месторождения газовые, газоконденсатные.
Докипедия просит пользователей использовать в своей электронной переписке скопированные части текстов нормативных документов. Автоматически генерируемые обратные ссылки на источник информации, доставят удовольствие вашим адресатам.
Toggle navigation
Действующий
Таблица В.19 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного объекта/зоны УКПГ (УППГ)/месторождения
Какие требования относительно мощности перекрытия цементом продуктивного газонасыщенного пласта
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
от 15 декабря 2020 года N 534
2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.
в Министерстве юстиции
29 декабря 2020 года,
регистрационный N 61888
Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15 декабря 2020 года N 534
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"
I. Общие положения
1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2020, N 50 (часть III) статья 8074).
2. Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий и инцидентов на ОПО нефтегазодобывающих производств и на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих ОПО нефтегазодобывающих производств (далее - эксплуатирующая организация), к локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО:
бурения и добычи: опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных, бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, газа метаноугольных пластов, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов (далее - скважины);
обустройства месторождений для сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газового конденсата;
морских объектах нефтегазодобывающих производств;
разработки нефтяных месторождений шахтным способом.
3. Правила предназначены для применения при:
эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, консервации и ликвидации ОПО нефтегазодобывающих производств;
изготовлении, монтаже, обслуживании и ремонте технических устройств, применяемых на ОПО.
4. Требования пожарной безопасности к ОПО устанавливаются Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст.3579; 2018, N 53, ст.8464).
5. Список используемых сокращений приведен в приложении N 1 к настоящим Правилам.
II. Организационно-технические требования
6. Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатываются ПЛА в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2020 г. N 1437 (Собрание законодательства Российской Федерации, 21 сентября 2020 г., N 38, ст.5904).
Для обеспечения безопасности при проведении работ по бурению, освоению, реконструкции и ремонту скважин подрядные организации заключают договоры с аварийно-спасательными формированиями на выполнение комплекса работ по противофонтанной безопасности.
7. Допуск подрядных организаций на ОПО, а также порядок организации и производства работ на ОПО определяются положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ, утвержденным организацией, эксплуатирующей ОПО, а при работе нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей ОПО, - регламентом об организации безопасного производства работ, утвержденным руководителем этой организации или уполномоченным им лицом.
8. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность (газоопасных, огневых и ремонтных работ), должно осуществляться по наряду-допуску.
Перечень работ, осуществляемых по нарядам-допускам, порядок оформления нарядов-допусков, а также списки лиц, ответственных за выдачу и утверждение нарядов-допусков, за подготовку и проведение работ повышенной опасности, утверждаются руководителем организации или уполномоченным им лицом.
9. Все строящиеся ОПО должны быть снабжены информационными щитами на просматриваемых местах с указанием наименования объекта и владельца, номера контактного телефона. Для действующих и вводимых в эксплуатацию объектов, входящих в состав ОПО, дополнительно должны быть указаны их регистрационные номера согласно свидетельству о регистрации ОПО в государственном реестре.
10. Площадочные ОПО I, II классов опасности, за исключением линейных объектов, должны иметь ограждения, а для прохода людей и проезда транспорта контрольно-пропускной режим либо контрольно-пропускные пункты на автомобильных дорогах необщего пользования, ведущих к указанным ОПО.
11. В период отсутствия льда на водном пространстве должно проводиться обследование опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований. Периодичность обследования опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований устанавливается эксплуатирующей организацией, но не реже чем один раз в три года. По результатам обследования составляется акт, утверждаемый эксплуатирующей организацией.
12. Траление и отдача якорей судами в охранной зоне подводных трубопроводов не допускаются. Отдача якорей в этой зоне допускается только при выполнении подводно-технических работ и ремонте трубопровода при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей трубопровод.
13. До начала ремонтных работ на подводных трубопроводах ответственное лицо эксплуатирующей организации обязано ознакомиться с актом обследования водолазами или роботизированными подводными аппаратами участка ремонта трубопровода.
14. Подводный трубопровод после капитального ремонта испытывается на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации.
15. Не допускается размещение ПБУ на месте производства работ, постановка обслуживающих судов на якоря и производство работ в охранной зоне ЛЭП, кабелей связи, морских трубопроводов и других сооружений без письменного согласования с эксплуатирующей их организацией.
16. Не допускается складирование и хранение материалов, оборудования и инструмента в местах проходов, палуб, рабочих и иных местах ОПО МНГК, не предназначенных для складирования и хранения.
17. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК необходимо иметь неснижаемый запас продуктов питания, питьевой воды, горюче-смазочных материалов для аварийного снабжения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и жизнедеятельности находящихся на них людей на срок не менее 15 суток. Объем восполнения неснижаемого запаса определяется в зависимости от автономности и места нахождения ОПО МНГК с учетом возможности доставки продуктов питания, питьевой воды и горюче-смазочных материалов, а также наличием стационарных опреснительных систем.
18. Организация, эксплуатирующая ОПО МНГК, обязана иметь все карты подводных и надводных коммуникаций в районе ведения работ. Один экземпляр каждой карты высылается в гидрографическую службу.
19. Гидрометеорологическая информация, получаемая по каналам связи, должна регистрироваться в журнале прогнозов погоды, оформленном в письменном или электронном виде по форме, установленной эксплуатирующей ОПО МНГК организацией.
20. Во взрывоопасных зонах ОПО МНГК осуществляется постоянный контроль состояния воздушной среды. Для контроля загазованности по ПДК и НКПР пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.
21. Места установки и количество датчиков концентрационных пределов распространения пламени, датчиков газоанализаторов ПДК вредных веществ определяются проектной документацией.
22. Проведение огневых работ в помещениях, в местах возможного скопления газа вне помещений допускается после выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии ответственного лица эксплуатирующей организации, указанного в наряде-допуске.
23. На ОПО МНГК следует вести ежедневный учет находящихся на них людей, всех прибывших и убывающих лиц независимо от сроков их пребывания. Не допускается нахождение на ОПО МНГК лиц без разрешения ответственного лица эксплуатирующей организации.
24. Ответственный за безопасность ОПО МНГК обязан ознакомить (под подпись в специальном журнале) прибывших для проведения работ лиц с правилами внутреннего распорядка, сигналами тревог, обязанностями по конкретным тревогам; указать номер каюты и спасательной шлюпки (плота).
25. Лица, впервые или вновь прибывшие на ОПО МНГК, обязаны ознакомиться с расположением помещений и пройти в сопровождении лица, ответственного за безопасность, по путям эвакуации и основным помещениям МСП, ПБУ, МЭ и ПТК. Не допускается перемещение впервые прибывших лиц по ОПО МНГК без сопровождающих и без предварительного инструктажа по безопасности.
III. Требования к организациям, эксплуатирующим ОПО
26. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны иметь в наличии и обеспечивать функционирование приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента.
27. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин организации, производящие такие работы, обязаны обеспечить видеорегистрацию роторной площадки с формированием видеоархива с использованием электронных носителей информации.
28. Обновление видеоархива производится не чаще чем через 30 календарных дней. При видеорегистрации аварий и инцидентов видеоархив обновляется по окончании расследований их причин.
29. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны обеспечить наличие, сохранность, исправность СИЗ, аварийной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях и на открытых площадках, где возможно образование в воздухе рабочей зоны вредных, горючих веществ или токсичных газов.
30. Устройство ограждения и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра.
31. При использовании в технологических процессах оборудования, в том числе в коррозионно-стойком исполнении, необходимо разрабатывать и применять меры защиты от коррозии, изнашивания и старения.
32. На каждый технологический процесс на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата проектной (или эксплуатирующей) организацией должен составляться технологический регламент. Порядок подготовки ТР представлен в главе LVII настоящих Правил.
Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом или на группу ОПО, если они являются составной частью единого технологического комплекса.
33. Эксплуатирующая организация должна разработать инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, а также при ведении геофизических и ПВР на скважинах, и согласовать ее с ПАСФ.
IV. Общие требования к проектированию
34. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с требованиями законодательства о недрах на основе технического проекта разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, а также требованиями настоящих Правил.
35. Проектная документация ОПО обустройства нефтяных и газовых месторождений разрабатывается на основании технических проектов разработки месторождений в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации.
V. Требования к обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
36. В документацию по обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений включаются организационные и инженерные решения:
по предотвращению разгерметизации оборудования и выбросов опасных веществ в количествах, создающих угрозу работникам и окружающей среде;
по установке систем контроля химической обстановки, обнаружению взрывоопасных концентраций опасных веществ;
по предупреждению развития и локализации аварий, связанных с выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими явлениями (внезапные выбросы газа);
по обеспечению безопасности работников;
по установке систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов;
по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственными процессами, безопасности находящихся в них работников и возможности управления процессами при авариях;
по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий аварий на объекте;
по системам физической защиты и охраны ОПО от постороннего вмешательства, обустройству и расположению контрольно-пропускных пунктов, которые должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра, а также по системам оповещения об авариях;
по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на объекте аварийно-спасательных служб и формирований;
расчеты уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта.
37. Расположение объектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений определяется с учетом требований, содержащихся в приложениях N 2 и N 3 к настоящим Правилам.
38. В документации на консервацию или ликвидацию ОПО предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий, локализации и ликвидации их последствий как в процессе консервации или ликвидации объекта, так и по завершении его консервации.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Мощность продуктивного пласта , вскрытая скважиной, и ее дебит связанм прямой пропорциональной зависимостью. Очевидно, что гтрн большей мощности продуктивного пласта условия фильтраций жидкости в скважину будут лучшими. [2]
Мощность продуктивного пласта колеблется от десятков сантиметров до десятков метров. Площадь простирания продуктивного пласта может составлять десятки, сотни и тысячи квадратных километров, а его объем - десятки и сотни кубических километров. [4]
При постоянстве мощности продуктивного пласта в пределах всей площади величина 8 равна отношению газоносной площади пласта к нефтеносной. [5]
Площадь нефтеносности и мощность продуктивных пластов определяют на основе фактических данных, полученных в результате бурения поисковых и оконтуривающих скважин. Для пластовых залежей с относительно постоянными мощностью и литологическим составом пород и наличием внешнего и внутреннего контуров определение площади залежи производится по средней линии, проходящей между этими контурами. [6]
Соответственно на 1 метр мощности продуктивного пласта получено 22 5 т нефти и 7 05 т, что составляет треть от добычи из экспериментальной скважины. Полученные данные показывают, что порционные закачки РНО способствуют повышению качества вскрытия продуктивных пластов. [7]
Скважина, которая вскрывает часть мощности продуктивного пласта и обсаживается, считается несовершенной по степени и характеру вскрытия. [8]
Для определения размера залежей необходимо знание мощностей продуктивных пластов и положения контуров газоносности и нефтеносности. [9]
При отработке мерзлых россыпей, характеризующихся большой выемочной мощностью продуктивных пластов ( 3 м и более), применяют камерные системы. В подготовленном по аналогии со столбовыми системами шахтном поле выемку песков в каждом столбе осуществляют не на всю ширину столба, а оставляют в его боковой стенке сплошной ( ленточный) целик или ряд сближенных столбовых целиков. Таким образом, управление кровлей обеспечивается образующейся между камерами сетью опорных целиков. [10]
Для улучшения гидродинамического совершенства скважины необходимо вскрывать всю мощность продуктивного пласта . Если в водонефтяной зоне бурится нагнетательная скважина, в ней продуктивный пласт следует вскрывать на всю мощность, включая и его водонасыщенную часть. Если залежь нефти содержит газовую шапку, башмак колонны надо устанавливать как можно ниже ГНК, чтобы устранить возможность прорыва газа в скважину. [11]
Для улучшения гидродинамического совершенства скважины необходимо вскрывать всю мощность продуктивного пласта . Однако если скважина бурится в водонефтяной ( газоводяной) зоне, то при углублении скважины на всю мощность пласта она неизбежно пройдет и водонасыщенную его часть. Если в водонефтяной зоне бурится нагнетательная скважина, то в ней продуктивный пласт следует вскрывать на всю мощность, включая и водонасыщенную часть пласта. В случае, когда залежь нефти содержит газовую шапку, то башмак колонны следует устанавливать как можно ниже газонефтяного контакта, чтобы устранить возможность прорыва газа в скважину. В оценочных скважинах, бурящихся для установления достоверной оценки параметров насыщения пласта флюидами, вскрытие продуктивного пласта производится с применением промывочной жидкости, приготовленной на нефтяной ( известково-битумной) основе. [12]
Определяющими в указанной классификации нефтегазовых залежей являются величины мощностей продуктивного пласта , углов его наклона и начальные относительные линейные размеры залежей. Чем меньше мощность пласта, больше углы его наклона и больше относительные размеры залежей ( например, по отношению к размерам газовой шапки), тем больше оснований отнести рассматриваемую нефтегазовую залежь к первому виду, и наоборот. [13]
Исходные физические параметры для подсчета запасов ( возможная площадь нефтегазоносности, мощность продуктивных пластов , пористость и др.) устанавливают также по аналогии с ближайшими нефтегазоносными районами или принимают условно. [14]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Обоснование выбора из группы газонасыщенных пластов и пропластков разреза месторождения ( залежи) структуры, называемой впоследствии продуктивным пластом или эксплуатационным объектом, не всегда однозначно: обычно продуктивным считается такой флюидонасыщенный пласт или объект, объединяющий группу газонасыщенных пластов и пропластков, добыча из которого представляется технико-экономически целесообразной в силу тех или иных оснований. В то же время мероприятие, которое в данный момент при существующих технико-экономических предпосылках многолетней эксплуатации объекта маловыгодно, может стать выгодным через некоторый промежуток времени. Это всегда важно учитывать, тем более что известна ограниченность запасов газа в пластах месторождений и углеводородов в земной коре вообще. Исправление впоследствии ошибок прогнозирования на данном этапе создания систем добычи газа может оказаться весьма дорогостоящим. Поэтому точность технико-экономической оценки, особенно предварительной, должна быть весьма высокой, и варианты создания и развития должны вырабатываться уже на этом этапе прогнозирования при проектировании систем добычи газа. [31]
В этом случае несколько слабопроницаемых газонасыщенных пластов , из которых газ одновременно поступает в одну скважину, может обеспечить ее высокий дебит, тогда как раздельная эксплуатация таких пластов будет связана с большими затратами и неоправданно высокой промысловой себестоимостью газа. [32]
Отбор газа из прилегающего снизу газонасыщенного пласта представляет собой фактич. Однако понижение давления в газовом пласте вызывает частичное разложение гидратов в перекрывающем гид-ратосодержащем слое. При этом миграция высвободившейся воды не играет столь существ, роли, как в первом случае, поскольку забой отдален от гидрато-содержащего прослоя. [33]
Теоретически при движении по газонасыщенному пласту однородной жидкости , закачиваемой с постоянной скоростью, K jxz. Действительно, в период закачки нефти независимо от ее вязкости x2 ( xi) представляют собой прямые, однако наклон их неодинаков. [34]
При этом целесообразно вибровоздействие на газонасыщенный пласт . [35]
Предпочтительными объектами для газокислотной обработки являются газонасыщенные пласты , особенно если пластовое давление в залежах ниже гидростатического. Обработка газонасыщенных пластов газокислотными смесями предотвращает образование в призабойной зоне жидкостных барьеров, что облегчает процесс освоения скважины и очистки обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. [37]
К пластам с vr 0 относят газонасыщенные пласты , в которых по каротажу фиксируется вытеснение газа водой или воды газом в прискважин-ной части пласта в процессе формирования или расформирования зоны проникновения, образующейся в результате разбу-ривания продуктивных отложений или при специальной закачке в пласты индикаторного флюида с вязкостью, большей вязкости газа. Ранжирование по ФЕС пластов, в которых вероятно vr 0, проводят по данным каротажа и результатам изучения т, 5В и & г на образцах керна из этих пластов. [38]
При бурении газовых скважин приходится вскрывать газонасыщенные пласты , различные по своему строению и физическим свойствам. Все они в той или иной степени взаимодействуют с промывочной жидкостью на границе пласт - скважина. [39]
По изменениям температуры в интервале работающего газонасыщенного пласта можно определить положение проницаемых ( работающих) пропластков. [41]
Исследования показали что в пределах одного газонасыщенного пласта в скважинах одинаковой конструкции коэффициенты А и В имеют различные значения. Это объясняется неоднородностью пласта и изменением его коллекторских свойств по площади. Установлено также, что почти в каждой скважине коэффициенты А и В значительно изменяются со временем. В качестве примера на рис. 22 показаны две индикаторные прямые, полученные при исследовании скв. Северо-Ставропольского месторождения в 1957 и 1958 гг., и приведены соответствующие им коэффициенты А и В. [42]
При наличии в поровом пространстве связанной нефти газонасыщенный пласт представляет собой сложную трехфазную систему. Промысловыми наблюдениями установлено, что при нефтенасыщенности до 30 % от объема пор связанная нефть пласта неподвижна. Поскольку определение связанной нефти возможно по данным кернового анализа, отбор керна в ходе промышленной разработки залежей по всей площади месторождения представляется необходимым. [43]
Преждевременное обводнение добывающих газовых скважин нарушает целостность газонасыщенного пласта , ухудшает условия работы промыслового оборудования, увеличивает объем защемленного газа в недрах, в результате снижает технико-экономические показатели разработки месторождения. [44]
Немедленно вслед за вскрытием первых сантиметров мощности газонасыщенного пласта , что фиксируется по резкому усилению выходящего потока газа, нужно прекратить бурение, приподнять долото и закрыть превентор. После этого замеряют статическое давление на устье скважины и в зависимости от запаса прочности арматуры и от величины предполагаемого дебита принимают решение о бурении пласта с очисткой забоя газом. Продуктивный пласт разбуривают на полную мощность без подачи газа через бурильные трубы, благодаря чему его подошва отбивается по прекращении выноса шлама. Бурение снова приостанавливают для замера дебита газа прувером критического течения или другими газомерными приборами. [45]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Эффективная газонасыщенная мощность - ЯЭф соответствует Яг, из которой возможно извлечение газа т г0 при оптимальном режиме разработки залежи. Величины ЯЭф различны в зависимости от принятого режима разработки залежи. При любом режиме разработки газовых залежей пласта с vr0 характеризуются Tir0, если они охвачены вытеснением. [1]
Для каждой пачки построены карты измерения по площади коэффициента проницаемости и эффективных газонасыщенных мощностей . [2]
УПЛ - соответственно стандартная ( 293 К) и пластовая температуры, К; / гэф - эффективная газонасыщенная мощность , м; т - пористость пласта, доли единицы; рг - коэффициент газонасыщенности, доли единицы. [3]
Таким образом, опыт разработки месторождений III, VIII показывает, что вода вторгается в залежи по отдельным пропласткам, а не по всей эффективной газонасыщенной мощности пласта . [4]
Изучение сеноманской залежи Уренгойского месторождения с использованием метода группирования было проведено на стадии до-разведки этой залежи в 1975 - 1979 гг. По данным бурения специальных скважин обоснованы критерии оценки эффективных газонасыщенных мощностей , определены подсчетные параметры, а также продуктивность сеноманских отложений. [5]
Вначале по фактическим данным о пространственном положении границ задели: кроьли пласта, ГВК, гидратно-газового иод гидратир-водяного контактов, полученных на основании промыс-лово-геофизических, газогидродинамических и гидрогеологических исследовании, строится карта мощностей гидратонасыщенноИ части и карта эффективных газонасыщенных мощностей залет, на основании этих кпрт существующими методами о предел летел ссчъеи гидратонасищенной и газонасищенноИ частей пласта. Для построения первой карты исподы стоя методика выделения различных мощностей, изложенная ь ьродыдущем дараграфи. [6]
Высота ее достигает 136 м, средняя эффективная газонасыщенная мощность 36 м, начальное пластовое давление 113 5 кгс / см2, рабочие дебиты 1000 тыс. м / сут. [7]
Анализ проведенных исследований ( табл. 14) показывает, что в работе участвует в среднем 62 2 % всей перфорированной мощности пласта. Причем на участке с лучшими коллектор-скими свойствами и большей эффективной газонасыщенной мощностью ( присводовый участок) работает 52 5 %, а на юго-западном участке - 62 3 % и на северо-восточном ( где хуже всего коллекторские свойства) - 69 4 % всей перфорированной мощности. [9]
После того как поисковый этап закончен и месторождение открыто, подсчитывают его запасы. В формулу подсчета запасов газа объемным методом входят следующие показатели: площадь газоносности залежи, эффективная газонасыщенная мощность , эффективная пористость, пластовое давление, коэффициенты, учитывающие температуру, сверхсжимаемость, газонасыщенность перового пространства. [10]
Он представлен песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин. Пласт продуктивен в верхней части. Эффективная газонасыщенная мощность составляет 5 6 - 11 2 м, пористость пород-коллекторов 19 %, проницаемость 12 мд. Залежь XV пласта газоконденсатная пластовая, - сводовая, размером 3 0 X 0 9 км. [11]
Суть приема - в использовании того факта, что при жестком водонапорном режиме количество извлеченного из залежи газа, приведенное к пластовым условиям, равно обводненному перовому объему. К тому же при известном общем объеме внедрения воды в залежь можно достаточно уверенно определить высоту подъема газоводяного контакта. Применение метода в [2] демонстрировалось на примере массивной водоплавающей за лежи Славянского газового месторождения, но он вполне пригоден и при разработке достаточно простых по строению залежей пластового типа. В этом случае на основании карт эффективных газонасыщенных мощностей и объемов внедрения вод ( определенных из уравнения материального баланса) при достаточно равномерном продвижении по периметру оцениваются и сопоставляются расчетные величины подъема контакта или перемещения контура и их фактические положения. [12]
Testsmart
Вопрос
Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
А) Не менее 20 метров.
Б) Не менее 30 метров.
В) Не менее 40 метров.
Г) Не менее 50 метров.
Вопрос
Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
Г) Общее количество скважин устанавливается заказчиком по согласованию с территориальным управлением Ростехнадзора.
Вопрос
На каком расстоянии от устья бурящейся скважины должны быть расположены служебные и бытовые помещения?
А) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 метров.
Б) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 5 метров.
В) На расстоянии, равном высоте вышки.
Г) На расстоянии 3 метров от кустовой площадки.
Вопрос
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
А) При освоении нефтяных месторождений с газовым фактором более 200 м3/т.
Б) При освоении нефтяных месторождений, содержащих от 10 до 30 млн. т нефти.
В) При освоении нефтяных месторождений с тектонически слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.
Г) При освоении нефтяных месторождений, содержащих нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью, с газовым фактором более 100 м3/т.
Вопрос
Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
А) Значительное повышение пластичности, снижение прочности пород, увлажнение термомеханического воздействия (колебание противодавления и температуры массива).
Б) Упругое структурно-адсорбционное расширение пород стенок скважины, обусловленное их анизотропией, повышенной фильтрационной особенностью, всасыванием свободной воды и физико-механическим взаимодействием ее с частицами породы.
В) Поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Г) Образование толстых корок (отложение твердой фазы раствора) на стволе скважины при разрезе высокопроницаемых пород, интенсивно поглощающих жидкую фазу раствора.
Вопрос
Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
А) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.
Б) Предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.
В) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет снижения гидростатического давления столба раствора.
Г) Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами.
первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
Вопрос
Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
А) Не менее 100 и 440 метров соответственно.
Б) Не менее 110 и 460 метров соответственно.
В) Не менее 130 и 480 метров соответственно.
Г) Не менее 150 и 500 метров соответственно.
ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
Вопрос
Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
А) Буровым предприятием.
Б) Пользователем недр.
В) Противофонтанной службой.
Г) Проектной организацией.
Вопрос
Кто может быть допущен к работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями?
А) Допускаются бурильщики, прошедшие производственное обучение, инструктаж, получившие допуск к самостоятельной работе.
Б) Допускаются бурильщики, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамен по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и имеющие на это удостоверение.
В) Допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку и проверку знаний по курсу
Г) Допускаются бурильщики, обученные по специальной программе, аттестованные квалификационной комиссией организации.
Вопрос
В каком месте устанавливается основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 8 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 6 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
Основной пульт должен быть установлен непосредственно возле пульта бурильщика
ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:
основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте;
вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
Вопрос
При каком содержании газа в буровом растворе производится отбор проб газовоздушной среды в процессе бурения на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоках очистки бурового раствора и емкостной системы?
Вопрос
В соответствии с чем должно производиться освоение скважин в кусте независимо от способа их последующей эксплуатации?
В соответствии с планом работ,
В соответствии с технологическим регламентом
В соответствии с проектной документацией
Вопрос
Кем должны проводиться работы по ремонту скважин?
Работниками эксплуатирующей организации
ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.
Вопрос
Что из перечисленного запрещается при освоении, эксплуатации и ремонте скважин?
На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.
Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться с использованием временных схем сбора и транспортирования нефти
После сдачи заказчику кустовой площадки или ее части по акту подрядчик не несет никакой ответственности за инциденты и происшествия на этой территории
В пределах запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин не допускается присутствие лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ.
5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.
5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.
ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).
Вопрос
Какие сведения не подлежат обязательному включению в план ликвидации аварий, составленный на каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана?
Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
Обязанности руководителя подразделения
ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:
2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.
2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий
Вопрос
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?
ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Вопрос
Какие работы производят по наряду-допуску при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
Передвижки вышечно - лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину; Демонтаж буровой установки;
Перфорацию, освоение скважин;
Обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
Монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
Все перечисленное верно
ФНП № 534 п. 3.10. По наряду - допуску производят следующие работы:
передвижки вышечно - лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;
демонтаж буровой установки;
перфорацию, освоение скважин;
обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
рекультивацию территории куста, амбаров.
Выдача наряда - допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.
Вопрос
Какое допускается отклоненение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, от установленной проектом величины?
Более чем на +/- 0,01 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,02 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).
Вопрос
В каком случае допускается консервация скважины без спуска насосно-компрессорных труб при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин
После окончания бурения очередной скважины
Получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки
Всех перечисленных условий
Читайте также: