Какой сигнал подается при появлении признаков поступления пластового флюида в скважину

Обновлено: 07.07.2024

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

  • газопроявление,
  • нефтеводопроявление,
  • газонефтеводопроявление.
  • 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 давление.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

  • неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
  • возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
  • снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
  • неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
  • несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более 1,5 суток.
  • нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
  • освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
  • возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
  • глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
  • нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
  • наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
  • при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя,
  • при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин.
При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:
  • недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
  • 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 и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

  • газовые скважины в независимости от величины пластового давления
  • нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
  • нефтяные скважины, где 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
  • нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
  • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
  • нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

  • Прямые признаки в процессе углубления:
  • Косвенные признаки в процессе углубления:
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

Действия при появлении признаков ГНВП:
- прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
- выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
- информировать о ситуации АУП
- устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
- производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
- одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
- при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
- для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
- ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

- 2 - стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

- 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

- ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Testsmart

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.

Вы ответили верно
Обязанности руководителя подразделения

Вопрос 3
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

Вы ответили верно
Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Вопрос 4
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?

Вы ответили верно
Три крана

Вопрос 5
Что может быть причиной возникновения и развития газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины?

Недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

Использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

Уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

Разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

Разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 6
Какие из перечисленных действий необходимо осуществлять для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб?

Производить долив бурового раствора в скважину.

Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.

При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья скважины

Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня жидкости.

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 7
Что может служить причиной возникновения открытых фонтанов?

Некачественное цементирование обсадных колонн.

Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.

Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 8
С какой периодичностью проводится переподготовка специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» в специализированных учебных центрах (комбинатах)?

Проводится через 12 месяцев.

Проводится через два года.

Вы ответили верно
Проводится через три года.

Проводится через пять лет.

Вопрос 9
Что должна обеспечить прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования?

А) Сохранение целостности при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора средней плотности.

Вы ответили верно
Б) Противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

В) Герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 5%.

Г) Все перечисленное.

Вопрос 10
Какова минимальная высота подъема тампонажного раствора над устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?

А) Не менее 100 и 440 м соответственно.

Б) Не менее 110 и 460 м соответственно.

В) Не менее 130 и 480 м соответственно.

Вы ответили верно
Г) Не менее 150 и 500 м соответственно.

Вопрос 11
Какой сигнал подается при появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО)?

Вы ответили верно
Выброс.

Вопрос 12
С кем согласовывается схема обвязки противовыбросового оборудования?

С заводом-изготовителем и проектно-конструкторской организацией

Вы ответили верно
С противофонтанной службой

С организацией, выполняющей ремонт скважины

С Заказчиком и противофонтанной службой

Вопрос 13
При обеспечении какими условиями могут быть начаты работы по освоению и испытанию скважин?

Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины;

Эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины;

Устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой, разработанной в составе рабочего проекта на строительство скважины,

В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.

Вы ответили верно
Всех перечисленных

Вопрос 14
Какие могут быть признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений?

Несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;

Увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;

Повышение газосодержания в промывочной жидкости; Снижение плотности бурового раствора;

Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;

Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 15
Сколько стадий (линий) защиты должен включать контроль за скважиной?

Одна линия защиты

Две линии защиты

Вы ответили верно
Три линии защиты

Вопрос 16
Каким образом допускается заглушать скважину перед проведением текущих и капитальных ремонтов на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины?

Вы ответили верно
Жидкостью необходимой плотности

Вопрос 17
До какого уровня должно быть снижено давление в трубном и затрубном пространствах скважины перед разборкой устьевой арматуры?

Вы ответили верно
До атмосферного.

Вопрос 18
Какие требования при строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т.п. указаны неверно?

Вы ответили верно
Выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 2 м;

Допускается применение армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье;

Блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление.

Непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.

Линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами.

Вопрос 19
В какие сроки необходимо пересматривать ПЛА?

ПЛА пересмотру не подлежат

Каждый раз, когда изменяется технология и условия работы

Вы ответили верно
Раз в пять лет

Вопрос 20
Что должно быть предусмотрено в оперативной части ПЛА?

А) Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии.

Б) Все виды возможных аварий на данном объекте.

Вы ответили верно
В) Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии, действия лиц технического персонала, режимы работы вентиляции при возникновении аварии, необходимость и последовательность выключения электроэнергии, ограничение допуска персонала в аварийную зону.

Testsmart

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.

Вы ответили верно
Обязанности руководителя подразделения

Вопрос 3
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

Вы ответили верно
Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Вопрос 4
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?

Вы ответили верно
Три крана

Вопрос 5
Что может быть причиной возникновения и развития газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины?

Недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

Использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

Уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

Разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

Разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 6
Какие из перечисленных действий необходимо осуществлять для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб?

Производить долив бурового раствора в скважину.

Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.

При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья скважины

Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня жидкости.

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 7
Что может служить причиной возникновения открытых фонтанов?

Некачественное цементирование обсадных колонн.

Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.

Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

Вы ответили верно
Все перечисленное

Вопрос 8
С какой периодичностью проводится переподготовка специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» в специализированных учебных центрах (комбинатах)?

Проводится через 12 месяцев.

Проводится через два года.

Вы ответили верно
Проводится через три года.

Проводится через пять лет.

Вопрос 9
Что должна обеспечить прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования?

А) Сохранение целостности при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора средней плотности.

Правильный ответ
Б) Противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

В) Герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 5%.

Ваш ответ
Г) Все перечисленное.

Вопрос 10
Какова минимальная высота подъема тампонажного раствора над устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?

А) Не менее 100 и 440 м соответственно.

Б) Не менее 110 и 460 м соответственно.

В) Не менее 130 и 480 м соответственно.

Вы ответили верно
Г) Не менее 150 и 500 м соответственно.

Вопрос 11
Какой сигнал подается при появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО)?

Вы ответили верно
Выброс.

Вопрос 12
С кем согласовывается схема обвязки противовыбросового оборудования?

С заводом-изготовителем и проектно-конструкторской организацией

Вы ответили верно
С противофонтанной службой

С организацией, выполняющей ремонт скважины

С Заказчиком и противофонтанной службой

Вопрос 13
При обеспечении какими условиями могут быть начаты работы по освоению и испытанию скважин?

Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины;

Ваш ответ
Эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины;

Устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой, разработанной в составе рабочего проекта на строительство скважины,

В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.

Правильный ответ
Всех перечисленных

Вопрос 14
Какие могут быть признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений?

Несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;

Увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;

Повышение газосодержания в промывочной жидкости; Снижение плотности бурового раствора;

Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;

Ваш ответ
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.

Правильный ответ
Все перечисленное

Вопрос 15
Сколько стадий (линий) защиты должен включать контроль за скважиной?

Одна линия защиты

Две линии защиты

Вы ответили верно
Три линии защиты

Вопрос 16
Каким образом допускается заглушать скважину перед проведением текущих и капитальных ремонтов на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины?

Вы ответили верно
Жидкостью необходимой плотности

Вопрос 17
До какого уровня должно быть снижено давление в трубном и затрубном пространствах скважины перед разборкой устьевой арматуры?

Вы ответили верно
До атмосферного.

Вопрос 18
Какие требования при строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т.п. указаны неверно?

Вы ответили верно
Выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 2 м;

Допускается применение армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье;

Блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление.

Непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.

Линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами.

Вопрос 19
В какие сроки необходимо пересматривать ПЛА?

ПЛА пересмотру не подлежат

Каждый раз, когда изменяется технология и условия работы

Вы ответили верно
Раз в пять лет

Вопрос 20
Что должно быть предусмотрено в оперативной части ПЛА?

А) Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии.

Б) Все виды возможных аварий на данном объекте.

Вы ответили верно
В) Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии, действия лиц технического персонала, режимы работы вентиляции при возникновении аварии, необходимость и последовательность выключения электроэнергии, ограничение допуска персонала в аварийную зону.

1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности (производственная, проектная, научно - исследовательская, конструкторская и т.д.) и форм собственности, включая иностранные, действующие на территории Российской Федерации и осуществляющие разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений.

1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.

1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли, утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России от 22.06.95, и нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.

1.4. На основании требований настоящей Инструкции, других нормативных документов предприятия разрабатывают необходимую техническую документацию по обеспечению предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в конкретных условиях с учетом специфики проводимых работ.

1.5. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.

1.6. В соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности основных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством) собственные профессиональные аварийно - спасательные службы (формирования).

Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно - спасательные формирования из числа своих работников.

1.7. Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).

1.8. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.

С вводом ее в действие Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности, утвержденная Госгортехнадзором России от 22.06.95 и Минтопэнерго РФ от 01.07.95, утрачивает силу.

2. Основные причины газонефтеводопроявлений и способы их раннего обнаружения. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)

2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений

2.1.1. Одним из основных условий возникновения газонефтеводопроявлений является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного. Возможно возникновение газонефтеводопроявлений и при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида в ствол скважины в результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контракционных эффектов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород и т.п.

2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:

ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;

тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение - снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);

ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;

недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно - механических и реологических параметров бурового раствора;

разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

2.2. Причины возникновения открытых фонтанов

2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно - геологическим условиям.

2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.

2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.

2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.

2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.

2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.

2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.

2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:

несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;

увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско - подъемных операций;

5. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов

5.1. При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) подается сигнал "Выброс". При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

5.2. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

5.3. Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалификацию.

5.4. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:

Поступление флюида в ствол скважины

И снова здравствуйте. Сегодня мы затронем тему “поступление флюида в ствол скважины”. Как известно, газ может проникать в ствол не только при депрессии на пласт (забойное давление ниже пластового), но и при ряде других причин. Часть из них мы сегодня опишем.

Поступление флюида в ствол скважины с выбуренной породой

Во время бурения достигается продуктивный горизонт. Свойства пород в этом участке позволяют содержать в себе флюид. Во время разбуривания части данного пласта вместе с выбуренной породой начинает поступать флюид.

При условии, что буровой раствор не успевает вовремя дегазироваться, нам достаточно уменьшить механическую скорость бурения.

Гравитационные силы

Не все пласты расположены ровно, слой за слоем, как на тортике. Многие из них, так или иначе, подверглись тектоническим нарушениям. При разбуривании оных, находящихся под углом более 10-15 градусов, с трещиноватой структурой, мы можем получить некоторое проявление.

При сильном проявлении действия такие же. как и в первом методе – уменьшаем механическую скорость. Также здесь нам поможет улучшение структурных свойств бурового раствора.

Диффузия

Диффузия – это молекулярное проникновение одного вещества в другое при их непосредственном контакте. В нашем случае во время простоя при разности концентраций газа в пласте и в буровом растворе начинается постепенный обмен веществ в обе стороны. Но со временем в пласте скапливается буровой раствор, который препятствует дальнейшему движению газа в скважину.

Бороться с этим не сложно. Достаточно просто избегать длительных простоев во время бурения газоносных горизонтов.

Осмос

Осмос – это та же диффузия, но в одну сторону через полу-проницаемую мембрану, разделяющую два раствора разных концентраций и пропускающая только растворитель. Для простого понимания: при вскрытии пласта на стенках скважины образуется глинистая корка (полу-проницаемая мембрана). Основа бурового раствора – вода (в нашем случае) – стремится в пласт (растворить соль), что вызывает дальнейшие негативные последствия. Ими могут являться осыпи, обвалы, увеличение плотности бурового раствора, которые могут перерасти в ГНВП.

Для предотвращения необходимо правильно регулировать содержание солей в буровом растворе.

Капиллярные силы

При прохождении продуктивных горизонтов между пластовым флюидом и буровым раствором происходит контакт. Вода из бурового раствора имеет большую смачивающую способность для пород, чем флюид. Причем в узких каналах капиллярные силы сильнее. В коллекторах каналы связаны между собой. Постепенно вода начинает вытеснять флюид из узких каналов в широкие, откуда флюид выходит в скважину. Получается циркуляция до тех пор, пока вода не заблокирует дальнейшее перемещение.

Решением проблемы является понижение водоотдачи бурового раствора.

Контракция

Контракция – это процесс уменьшения объема (усадка) при смешивании воды с цементами/глинами и т.п. по сравнению с исходным. Сам эффект не представляет угрозы. Однако в сочетании с высокими структурными свойствами бурового раствора может доставить хлопот. При остановке циркуляции происходит контракция со шламом. А раствор сверху не опустится из-за сил сцепления. В связи с этим могут возникнуть локальные уменьшения плотности раствора.

Седиментация

Седиментация – это процесс осаждения твердых частиц из системы (бурового раствора). Очевидно, при остановке циркуляции осаждение на места сужения будет вызывать локальные уменьшения плотности бурового раствора.

Требования безопасности по предупреждению газонефтеводопроявлений

Основным условием возникновения газонефтеводопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластового давления над забойным давлением.

    Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба жидкости в стволе скважины может явиться следствием:

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также над устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

    Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения промывочной жидкости на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

    Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горногеологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления промывочной жидкости с одновременной промывкой скважины. Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями циркуляционной системы должны быть запорные устройства.

На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером.

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив промывочной жидкости, увеличение ее объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемой (вытесняемой) жидкости при СПО) подается сигнал «Выброс».

При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалификацию.

Читайте также: