Какой тип превентора применяется при ремонте скважины с возможным гнвп

Обновлено: 07.07.2024

При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины

Распределение обязанностей и практических действий членов вахты при ГНВП.

Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий является бурильшик.

- Бурильщик подаёт сигнал «выброс» (три коротких гудка), не прекращая промывки приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы из ротора, чтобы муфта верхней трубы была на уровне АКБ и разгружает его на ротор. Даёт команду остановить бурильные насосы. 2-й помощник бурильщика останавливает насосы. Бурильщик с помощниками отворачивают ведущую трубу и наворачивают на инструмент шаровой кран (обратный клапан) в открытом состоянии, затем закрывают кран и соединяют квадрат с бурильной колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья.

- 1-й и 3-й помощники бурильщика проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО.

1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. На блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах проверки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и убедившись что раствор пошел по линии дросселирования, закрывает верхний плашечный превентор(ППГ) или универсальный (ПУГ).

Если был закрыт ППГ то 1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора ручным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под ведущей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает давление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирования.(также должен записать время начала осложнения и вес инструмента). 1-й помощник сообщает диспетчеру УБР об осложнении.

1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3-4 атмосферы в минуту не допуская его роста выше 80% от давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО.

(Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глушения)

Машинист (дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива.

Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика.

Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плотность бурильного раствора на выходе из сепаратора (дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе.

Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО.

§2. ГНВП при СПО. (На устье ППГ-230х35)

Бурильщик подаёт сигнал «выброс», (это сигнал верховому немедленно спускаться с полатей и идти в насосную) прекращает СПО и вместе с помощниками наворачивает шаровой кран(в открытом положении) на инструмент. Дальнейшие действия по герметизации устья скважины как и при бурении и промывке скважины. (смотри §1)

§3. ГНВП при спуске ОК. (На устье ППГ-230х35).

Бурильщик сажает колонну обсадных труб на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником на ОК, наворачивают ведущую трубу, подвешивают колонну труб на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья. При несоответствии плашек превентора диаметру ОК, берут с мостков аварийную бурильную трубу с шаровым краном и переводником на ОК и наворачивают на ОК, спускают аварийную трубу в ротор и проводят дальнейшие действия как и при бурении и промывке.(см. §1)

§4. ГНВП в процессе геофизических работ. (На устье ППГ-230х35)

По команде начальника геофизической партии машинист подъёмника поднимает приборы из скважины. При невозможности поднять приборы, обрубают кабель и бурильщик с помощниками герметизируют устье скважины.(см. §1) По возможности бурильщик с помощниками производят спуск в скважину максимального количества бурильного инструмента и герметизируют устье скважины.

§5. ГНВП при отсутствии труб в скважине. (На устье ППГ-230х35)

При наличии труб в скважине, герметизируют устье трубными плашками превентора.

При отсутствии труб в скважине, спустить несколько свечей (по возможности) и загерметизировать устье трубными плашками превентора. При невозможности спустить даже аварийную трубу в ротор, перекрыть устье глухими плашками. Дальнейшие действия как и при бурении и промывке.(см. §1)

Какой тип превентора применяется при ремонте скважины с возможным гнвп

Тест по курсу «Газонефтеводопроявления при бурении скважин» (с ответами)

На какое расстояние от устья скважины должен быть выведен штурвал от ПК - задвижки? (5.п3.25,стр69)

К какой классификационной группе зон относится зона, в которой маловероятно появление взрывоопасных смеси воздуха или газа, а в случае ее появления эта смесь присутствует в течение непродолжительного периода времени? (1, п.1.6.2.1., стр.35)

Каким сечением должен быть заземляющий проводник? (4, п.13.7.2., стр.111)

- не менее 8 мм 2

+ не менее 16 мм 2

- не менее 10 мм 2

- не менее 12 мм 2

Периодичность опрессовки плашечных превенторов? (1,п.4.6.12.,стр.221)

+ гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в год.

- гидравлическая опрессовка через 4месяца; дефектоскопия – один раз в полгода

- гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в полгода

- гидравлическая опрессовка через 8 месяцев; дефектоскопия – один раз в год

Что производится перед началом работ на скважинах I и II категории опасности по ГНВП? (5, гл.5, п.12.13., стр.63)

- инструктаж на рабочем месте по предупреждению ГНВП

и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей

на рабочем месте».

- разовый инструктаж по предупреждению ГНВП

и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей

на рабочем месте».

+ дополнительный инструктаж по предупреждению ГНВП

и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей

на рабочем месте».

Перед проведением работ на скважине бригада должна быть ознакомлена? (5, гл.5, п.2.5., стр.61

- 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 планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении.

+ с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении.

- с планом ликвидации аварий который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию.

При каком минимальном расстоянии между центрами устьев соседняя скважина должна быть остановлена и заглушена? (1, п.4.6.24., стр.224)

Что должны иметь специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям для допуска к самостоятельной работе ?

- должны пройти стажировку на рабочем месте с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям.

- должны пройти обучение с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям.

+ должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям.

При разобщенности осваиваемого пласта непроницаемым пропластком и находящегося сверху или снизу от него невскрытого перфорацией водоносного пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца должен быть? (2, гл.3., стр.14)

- не более 3,5 МПа.

- не менее 2,5 МПа.

+ не более 2,5 МПа.

- не менее 3,5 МПа.

На сколько % в процессе испытания колонн избыточное давление на устье должно превышать максимальные давления, возникающие в процессе освоения и эксплуатации скважины? (6, п.8.1.5., стр.31)

- не менее, чем на 15%

- не менее, чем на 20%

+ не менее, чем на 10%

- не менее, чем на 5%

Какая цена деления должна быть на шкале манометра при опрессовке э/к? (6, п.8.1.8., стр.32)

+ 0,02МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 30-50% шкалы

- 0,03МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы

- 0,1МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы

- 0,05МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах 40-50% шкалы

Каким должно быть расстояние между насосными установками (агрегатами) при расстановке на скважине? (1, п.3.5.3.9., стр.132)

+ не менее 1 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

- не менее 2 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны.

- не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

- не менее 3 м. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны.

Кто допускается к руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа? (1, п.1.7.9., стр.41)

- имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.

- имеющие профессиональное образование по специальности, прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности.

+ имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.

- имеющие высшее образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности и имеющие удостоверения по специальности.

Какая периодичность проверки знаний у руководящих работников и специалистов? (1, п.1.7.3., стр.40)

- не реже одного раза в год.

- не реже одного раза в два года.

+ не реже одного раза в три года.

- не реже одного раза в пять лет.

Что должны иметь исполнители и руководитель работ при работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода ?

+ должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью ( с постоянным вызовом ) с диспетчером организации,

а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.

- должны быть обеспечены надёжной двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.

- должны быть обеспечены двусторонней телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации и транспортной организацией.

- должны быть обеспечены телефонной или радиосвязью с диспетчером организации, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером организации.

На каком расстоянии от устья скважины запрещаются работы во время проведения прострелочных работ? (5, п.3.26., стр.69)

Где запрещается применение деревянных настилов? (1, п.1.4.21., стр.24)

+ для пожаровзрывоопасных производств (установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.).

- для площадок на высоте (установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.).

- для площадок на высоте до 0,5 м.(установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.).

- для площадок на высоте до 0,8 м.(установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.).

Какие объекты оборудуются лестницами с перилами? (1, п.1.4.15., стр.22)

- объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту выше 0,5 м.

- объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту выше 0,65 м.

+ объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту выше 0,75 м.

- объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту выше 0,85 м.

Кто допускается к работе на объектах с высоким содержанием сероводорода?(6.8.2)

+ лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования средствами защиты органов дыхания.

- лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ, проверку знаний и навыков пользования средствами защиты органов дыхания.

- лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний пользования средствами защиты органов дыхания.

На основании какого документа может осуществляться деятельность, связанная с возможностью возникновения аварий, проявления опасных и вредных производственных факторов, а также с предупреждением их проявления и воздействия на работников и окружающую среду? (п.1.2.1)

- Свидетельства о регистрации.

- Разрешения на производство работ.

- Акт готовности объекта.

+ Лицензий, выдаваемых в установленном порядке.

Какой документ должно иметь зарубежное буровое, нефтепромысловое, геологоразведочное оборудование, оборудование для трубопроводного транспорта и технологии для дальнейшего применения на территории Российской Федерации? (п.1.2.23)

+ Специальное разрешение Госгортехнадзора России.

- Специальное разрешение Госстандарта России.

- Специальное одобрение от Госстроя России.

- Специальное согласование от Минприроды России.

Чем должны быть обеспечены каждая буровая установка? (п.1.6.1.9)

- Стационарными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении.

- Стационарными светильниками напряжением 6 В во взрывозащищенном исполнении.

+ Переносными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении.

- Переносными светильниками напряжением 6 В во взрывозащищенном исполнении.

Чем должны быть обеспечены работники опасных производственных объектов? (п.1.7.12)

+ Сертифицированными средствами индивидуальной защиты, смывающими и обезвреживающими средствами.

- Плакатами, инструкциями и литературой по специальности.

- Смывающими и обезвреживающими средствами.

- Сертифицированными средствами индивидуальной защиты.

С какой шкалой должен выбираться манометр для измерения рабочего давления:

- Чтобы предел измерения находился в одной трети шкалы.

+ Чтобы предел измерения находился во второй трети шкалы.

- Чтобы предел измерения находился в конце шкалы.

- Чтобы предел измерения не превышал двукратное рабочее давление.

Что должна обеспечивать конструкция устья скважины? (2.3.6)

+ подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

+ возможность аварийного глушения скважины;

+ герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

Кто несет ответственность за сохранность и исправность средств индивидуальной защиты? (1.8.5)

- Буровой мастер и его помощник.

+ Должностное лицо, назначенное администрацией предприятия.

Какова норма освещенности превенторной установки?(2.5.10)

На какую величину должно превышать гидростатическое давление столба промывочной жидкости над пластовым давлением при бурении скважин глубиной от 1200м до 2500 м? (п.2.7.3.3.)

Допускается ли повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора? (п.2.7.3.9.)

+ Допускается в случае ликвидации ГНВП.

Какой длины должны быть линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м?/т? (п.2.7.6.6.)

Как необходимо проводить долив скважины для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб? (2.7.7.6)

- Через каждые 300 м подъема бурильных труб.

- После подъема каждой десятой бурильной свечи.

+ Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

- При постоянной работе одного бурового насоса, регулируя подачу жидкости в скважину.

Какая периодичность проверки знаний и переподготовка у работников и специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявленниях»? (2.7.7.2., стр.87)

- не реже одного раза в год.

- не реже одного раза в два года.

+ не реже одного раза в три года.

- не реже одного раза в пять лет.

На каком расстоянии от устья скважины устанавливается пульт управления превентором? (п.2.7.6.10.)

Допустимое отклонение плотности бурового раствора от данных ГТН, находящегося в циркуляции? (п.2.7.3.7.)

+ не более 0,02 г/см?.

- от 0,1 г/см? до 0,2 г/см?.

- не более 0,05 г/см?.

Первые действия при пожаре на буровой? (п.4.1.) Пож. Инструкции

+ Отключить электроэнергию на буровой, вызвать по телефону пожарную охрану и приступить к тушению пожара первичными средствами пожаротушения, принять меры по эвакуации людей и материальных ценностей;

- Приступить к пожаротушению, используя первичные средства пожаротушения;

- Покинуть место пожара.

Где и с какой целью на бурящей скважине устанавливается противовыбросовое оборудование?(2.6.6.3)

- В насосном блоке для автоматического отключения насосов при превышении давления выше давления опрессовки нагнетательного трубопровода;

+ На устье скважины на обсадной колонне для оперативной герметизации устья при обнаружении признаков газонефтеводопроявления;

- На устье скважины с целью создания противодавления на вскрываемые пласты.

Основная функция буровой жидкости в процессе бурения скважины ?

Гл.1 Бур.растворы и креп. скважин

+ Вынос выбуренной породы и создание противодавления на вскрываемые пласты;

- Привод в действие гидравлического забойного двигателя;

- Создание гидравлического канала связи между забойным отклонением и наземным оборудованием.

Буровая установка обеспечивается переносными светильниками во взрывобезопасном исполнении напряжением не более (1.6.1.9)

На какую величину должно превышать гидростатическое давление столба промывочной жидкости над пластовым давлением при бурении скважин глубиной до 1200м?(2.7.3.3)

Какой длины должны быть линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м?/т? (2.7.6.6)

Дайте определение термину «Авария на опасном производственном объекте».ст.1 ФЗ «О Пром.безопасности»

+ Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах.

- Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасных производственных объекте, отклонение от технологических процессов, но не вызвавших разрушения сооружений и (или) технических устройств.

- Отклонение от технологических процессов, но не вызвавших разрушения сооружений и (или) технических устройств.

Какие мероприятия необходимо провести с членами буровой бригады перед вскрытием пласта (ов) с возможным флюидопроявлением? (п.2.7.7.3.)

- инструктаж по практическим действиям при ликвидации ГНВП, проверку состояния оборудования и ПВО, учебную тревогу;

+ инструктаж по практическим действиям при ликвидации ГНВП с записью в журнале;

- проверить состояние оборудования, ПВО, инструмента, составить акт, доложить о готовности в ЦИТС;

- продолжить вскрытие пласта, в случае ГНВП действовать по плану ликвидации аварий.

Условие возникновения ГНВП при бурении скважины.(2.7.3.3.)

+ Р гидростатическое < Р пластовое;

- Р гидростатическое > Р пластовое;

- Р гидростатическое - Р пластовое = Р дифференциальное = 0;

- Р гидростатическое + Р пластовое = 0.

Допустимое отклонение плотности бурового раствора от данных ГТН, находящегося в циркуляции.(2.7.3.7)

- от 0,1 г/см? до 0,2 г/см?;

+ не более 0,02 г/см? ;

- не более 0,05 г/см? ;

- от 0,01 г/см? до 0,02 г/см?.

При какой объёмной концентрации газа в буровом растворе необходимо включить в работу дегазатор?(2.7.7.11)

- при интенсивном выделении газа из раствора.

На какое давление опрессовывается превентор после монтажа на устье скважины?(2.7.6.14)

- воздухом, на величину пробного давления;

- водой, на величину максимального расчетного давления;

- водой, на давление гидроразрыва пород ниже башмака обсадной колонны, на которой смонтирован превентор.

+ водой, на величину давления опрессовки обсадной колонны, на которой смонтирован превентор.

Какой из указанных признаков характеризует газонефтеводопроявление? (раздел16) ПЛВА

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.

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

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

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.

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.

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

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:

Б.2.4. (май 2021 г)

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.

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.

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.

ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

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).

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

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.

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.

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).

Читайте также: