Сколько стадий линий защиты должен включать контроль за скважиной
Обновлено: 07.07.2024
(Б.2.2 с коммент (130 шт) 2021)Б.2.2 с коммент (130 шт) 2021
Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий, и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
Организация материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по ликвидации аварий на объекте.
Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений.
Режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений.
Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.
Вопрос №3
Какое допускается отклоненение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, от установленной проектом величины?
Не более чем на 0,05 г/см³.
Не более чем на 0,03 г/см³.
Не более чем на 0,25 г/см³.
Не более чем на 0,02 г/см³.
Вопрос №4
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?
3
2 шаровых крана сдвоенные с обратными клапанами.
Вопрос №5
Что может быть причиной возникновения и развития газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины?
Использование бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью.
Недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов.
Разрушение обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска.
Все ответы неверны.
Все перечисленное.
Разгазирование раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок.
Вопрос №6
Какие из перечисленных действий необходимо осуществлять для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб?
Долив бурового раствора в скважину.
Поддерживать в полной готовности оборудование, специальные приспособления, инструменты и материалы на складах аварийного запаса предприятия.
Поддерживать минимальное гидростатическое давление столба жидкости.
Все ответы неверны.
Применять прокачку порций вязкой или утяжеленной смывающей жидкости.
Вопрос №7
Что может служить причиной возникновения открытых фонтанов?
Все ответы неверны.
Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.
Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.
Все перечисленное.
Некачественное цементирование обсадных колонн.
Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.
Вопрос №8
С какой периодичностью проводится переподготовка специалистов по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" в специализированных учебных центрах (комбинатах)?
1 раз в 5 лет.
1 раз в год.
1 раз в 2 года.
1 раз в 3 года.
Все ответы неверны.
Вопрос №9
Что должна обеспечить прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования?
Противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности.
Противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.
Все ответы неверны.
Герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации.
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?
Все ответы неверны.
500 м
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)?
"Выброс".
"Разгерметизация".
Все ответы неверны.
Вопрос №12
С кем согласовывается схема обвязки противовыбросового оборудования?
Со всеми перечисленными службами и лицами.
С территориальными органами Ростехнадзора.
С руководителем собственной профессиональной аварийно - спасательной службы (формированием).
Все ответы неверны.
С профессиональной противофонтанной службой, обслуживающей данный объект.
Вопрос №13
При обеспечении какими условиями могут быть начаты работы по освоению и испытанию скважин?
Устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
Все ответы неверны.
Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр.
Всеми перечисленными.
Эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины.
Вопрос №14
Какие могут быть признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений?
Уменьшение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора.
Уменьшение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско - подъемных операций.
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
Повышение плотности бурового раствора.
Все ответы неверны.
Вопрос №15
Сколько стадий (линий) защиты должен включать контроль за скважиной?
Все ответы неверны.
3
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?
Жидкостью повышенной вязкости.
Выполнение ремонтов допускается без предварительного глушения скважин.
Жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.
Жидкостью необходимой плотности.
Все ответы неверны.
Вопрос №17
До какого уровня должно быть снижено давление в трубном и затрубном пространствах скважины перед разборкой устьевой арматуры?
Все ответы неверны.
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?
Повороты линий глушения допускается выполнять из армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье.
Линии дросселирования могут быть выполнены с поворотами.
Выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 10 м.
Все ответы неверны.
Блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление.
Вопрос №19
В какие сроки необходимо пересматривать ПЛА?
В сроки, установленные Правительством Российской Федерации.
Раз в пять лет.
ПЛА пересмотру не подлежат.
Каждый раз, когда изменяется технология и условия работы.
Вопрос №20
Что должно быть предусмотрено в оперативной части ПЛА?
Все виды возможных аварий на данном объекте.
Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
Действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.
Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии.
Все перечисленное.
Вопрос №21
Кто утверждает ПЛА?
Сотрудник, ответственный за организацию и осуществление производственного контроля.
Главный инженер организации и работник службы охраны труда.
Технический руководитель предприятия.
Главный механик и работник службы охраны труда.
Вопрос №22
В каком порядке осуществляется допуск подрядных организаций на опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств?
В соответствии с графиком взаимодействия, согласованным с заинтересованными организациями.
В соответствии с инструкцией, устанавливающей требования к организации работ утвержденной организацией, эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств.
В соответствии с производственным заданием, выданным руководителем организации эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств или лицом его заменяющим.
В соответствии с Положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ, утвержденного организацией, эксплуатирующей опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств.
Вопрос №23
Кто утверждает перечень работ, осуществляемых по наряду-допуску, порядок оформления нарядов-допусков, перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами?
Руководитель организации или уполномоченное им лицо.
Ответственный руководитель вышестоящей организации.
Ответственный исполнитель работ.
Директор регионального центра Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий.
Начальник территориального органа Ростехнадзора.
Вопрос №24
На основании какого документа осуществляются работы повышенной опасности на опасных производственных объектах?
На основании руководства по эксплуатации оборудования.
На основании Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
На основании наряда-допуска.
На основании регламента об организации безопасного производства работ, утвержденного руководителем этой организации.
Вопрос №25
Требования какого документа обеспечивают безопасность технологических процессов на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата?
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности.
Проектная документация на эксплуатацию опасного производственного объекта.
ТР на каждый технологический процесс опасного производственного объекта.
Руководство по эксплуатации оборудования.
Вопрос №26
Какими организациями разрабатываются и утверждаются ТР на работы по добыче, сбору и подготовке нефти, газа и газового конденсата?
Разрабатываются и утверждаются компанией-оператором.
Разрабатываются проектной организацией, а утверждаются территориальными органами Ростехнадзора.
Разрабатываются специализированными организациями, а утверждаются компанией-оператором.
Разрабатываются проектной организацией на стадии проектирования и строительства, а также реконструкции. ТР на ОПО, находящемся в эксплуатации, может разрабатываться эксплуатирующей организацией.
Разрабатываются проектной организацией, а утверждаются подрядной организацией.
Вопрос №27
Кем определяются критерии предельных состояний и критерии вывода из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?
Определяются эксплуатирующей организацией или ее структурным подразделением на основании диагностирования.
Определяются Ростехнадзором или его территориальным органом на основании экспертизы промышленной безопасности.
Определяются изготовителем и вносятся в эксплуатационную документацию изготовителя или разработчика технического устройства.
Вопрос №28
Какие требования предъявляются к техническим устройствам, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями?
Документация на технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями, должна быть согласована с разработчиком этого оборудования.
Документация на технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями, должна быть согласована с надзорными органами.
Технические устройства, которые вводятся в эксплуатацию на ОПО после капитального ремонта, связанного с конструктивными изменениями, должны пройти приемо-сдаточные испытания, результаты которых оформляются актом эксплуатирующей организации.
Вопрос №29
Какими светильниками должны быть обеспечены опасные производственные объекты нефтегазодобывающих производств?
Стационарными светильниками напряжением 6 В во взрывозащищенном исполнении.
Стационарными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении.
Переносными светильниками напряжением 24 В во взрывозащищенном исполнении.
Переносными светильниками, для питания которых должно применяться напряжение не выше 50 В в особо опасных помещениях, а в наружных установках - не выше 12 В.
Вопрос №30
Разрешается ли последовательно включать в заземляющее устройство несколько заземляемых объектов?
Разрешается при поступлении разрешения от главного энергетика организации.
Запрещается.
Разрешается в исключительных случаях, по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора.
Разрешается, при получении одобрения от главного инженера организации.
Вопрос №31
Какие виды ремонта нефтяных и газовых скважин определены Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности?
Ремонтные работы по переводу скважин на другие горизонты.
Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
Ремонты по восстановлению работоспособности скважин.
Ремонты, связанные с изменением конструкции нефтяных и газовых скважин.
Вопрос №32
Какие виды работ относятся к реконструкции нефтяных и газовых скважин в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности?
Работы по изоляции пластов.
Комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с изменением их конструкции.
Работы по оптимизации режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Работы по восстановлению работоспособности скважин, утраченной в результате аварии или инцидента.
Вопрос №33
В соответствии с каким документом осуществляются ремонтные работы нефтяных и газовых скважин?
В соответствии с рабочей документацией на строительство и реконструкцию скважин.
На основании планов работ по текущему, капитальному ремонтам и реконструкции нефтяных и газовых скважин, порядок разработки и условия согласования которого устанавливаются организацией, эксплуатирующей ОПО.
На основании плана работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин, разработанному подрядной организацией, осуществляющей ремонтные работы.
Вопрос №34
В каких случаях производится забуривание новых (боковых) стволов в обсаженных скважинах?
При восстановлении бездействующего фонда скважин, в том числе ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, в целях вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья.
При ликвидации аварий, инцидентов и осложнений, возникающих в процессе бурения, эксплуатации скважины или при проведении ремонтных работ.
Во всех перечисленных случаях.
При вскрытии дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений (в том числе горизонтальных) из пробуренных стволов скважин.
Вопрос №35
В каком порядке производятся передача скважин для ремонта или реконструкции и приемка скважин после завершения ремонтных работ от заказчика подрядчику?
Порядок передачи нефтяных и газовых скважин для ремонта или реконструкции подрядчику и приемки скважин после завершения работ, устанавливается эксплуатирующей организацией.
Порядок передачи нефтяных и газовых скважин для ремонта или реконструкции подрядчику и приемки скважин после завершения работ, устанавливается нормативно-технической документацией Ростехнадзора.
Порядок передачи нефтяных и газовых скважин для ремонта или реконструкции подрядчику и приемки скважин после завершения работ, устанавливается подрядной организацией и утверждается заказчиком.
Вопрос №36
В каких случаях при реконструкции и ремонте скважин на рабочей площадке проводится контроль состояния газовоздушной среды?
Всегда при проведении работ по реконструкции и ремонту скважин на рабочей площадке проводится контроль состояния газовоздушной среды с регистрацией в журнале контроля.
В случае, когда возможно газонефтеводопроявление.
В случае, когда работы ведутся на кустовой площадке.
Вопрос №37
С какими документами должна быть ознакомлена бригада, осуществляющая ремонт и реконструкцию нефтяных и газовых скважин перед началом работ?
С нарядом-допуском.
С планом работ, ПЛА и возможными осложнениями и авариями.
С инструкциями по видам работ.
Вопрос №38
Какие требования определены Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности к установке агрегатов для ремонта скважин, оборудования?
Агрегаты для ремонта скважин, оборудования устанавливаются на расстоянии от устья скважины, предусмотренном в плане проведения работ.
Агрегаты для ремонта скважин, оборудование должны устанавливаться на передвижные или стационарные фундаменты, выполненные в соответствии с инструкциями по эксплуатации или документацией по обустройству кустов скважин.
Агрегаты для ремонта скважин, оборудования должны устанавливаться на специальный настил.
Вопрос №39
В каких случаях устье скважин на период ремонта оснащается противовыбросовым оборудованием?
В случаях возможных газонефтеводопроявлениях на скважинах.
Только при ведении работ на кустовых площадках.
Во всех случаях.
Вопрос №40
Кто должен руководить передвижением агрегатов по ремонту скважин и транспортированию оборудования на скважину?
Любой специалист.
Руководитель организации.
Специалист по охране труда.
Ответственное лицо.
Вопрос №41
С чем должны быть ознакомлены работники, принимающие участие в транспортировании оборудования?
С трассой передвижения, опасными участками и мерами безопасности при их преодолении.
С техническими характеристиками подвижного состава.
С краткосрочным прогнозом погоды.
Со всем перечисленным.
Вопрос №42
При каких погодных условиях запрещается передвижение оборудования на скважину?
При тумане, пылевых бурях, порывах ветра более 20 м/с.
Только при снегопаде, тумане, пылевых бурях.
При снегопаде, тумане, пылевых бурях при видимости менее 50 м, порывах ветра более 30 м/с.
При снегопаде, тумане, пылевых бурях, порывах ветра более 15 м/с.
Вопрос №43
Какие требования предъявляются к территориям при подготовке скважины к ремонту?
Территория должна быть ограждена металлической сеткой высотой более 1,5 м.
По периметру территории должна быть установлена световая и звуковая сигнализация.
Территория должна быть спланирована, освобождена от посторонних предметов, подземные коммуникации четко обозначены, а газопроводы газлифтной скважины заключены в патрон.
На территории должны быть установлены плакаты, содержащие сведения о ремонтной организации.
Вопрос №44
Когда ремонтной бригаде должна выдаваться схема расположения подземных и наземных коммуникаций вокруг ремонтируемой скважины?
Не менее чем за трое суток до начала производства работ.
Непосредственно перед началом производства работ.
Не менее чем за двое суток до начала производства работ.
Не менее чем за сутки до начала производства работ.
Вопрос №45
На каком расстоянии от устья скважины можно располагать бытовые помещения?
На расстоянии не менее высоты мачты агрегата плюс 5 м.
На расстоянии не менее высоты мачты агрегата плюс 7 м.
На расстоянии не менее высоты мачты агрегата плюс 3 м.
На расстоянии не менее высоты мачты агрегата плюс 10 м.
Вопрос №46
Каким образом происходит передвижение транспортных средств на кустовых площадках?
В соответствии с графиком передвижения.
Правилами не регламентировано.
По имеющимся в наличии дорогам со скоростью не более 40 км/час.
В соответствии с установленными маршрутами передвижения и под контролем ответственного руководителя работ.
Вопрос №47
При каких погодных условиях запрещается проводить работы на высоте?
При всех перечисленных факторах.
При гололедице.
Во время грозы, ливня, снегопада.
При скорости ветра более 15 м/с.
Вопрос №48
Какое натяжение должны иметь оттяжки агрегатов по ремонту скважин (установок)?
Не менее 100 - 250 кгс.
Не менее 250 - 350 кгс.
Не менее 400 - 500 кгс.
Не менее 300 - 350 кгс.
Вопрос №49
На какое давление должны быть опрессованы нагнетательные линии, собранные из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирными коленями (угольниками)?
На давление равное максимальному рабочему давлению, предусмотренному планом работ.
На двукратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.
На полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.
На трехкратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.
Вопрос №50
Каким канатом должен быть обмотан промывочный шланг?
Стальным мягким канатом диаметром не менее 7 мм с петлями через каждые 2 м по всей длине шланга.
Стальным мягким канатом диаметром не менее 4 мм с петлями через каждые 2,5 м по всей длине шланга.
Стальным мягким канатом диаметром не менее 5 мм с петлями через каждые 2,5 м по всей длине шланга.
Стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1-1,5 м по всей длине шланга.
Вопрос №51
Какой должна быть минимальная ширина настила приемных мостков?
Сколько стадий линий защиты должен включать контроль за скважиной
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
РАЗРАБОТАНА специалистами Госгортехнадзора России Ю.А.Дадоновым, В.И.Ефименко, Ассоциации буровых подрядчиков Е.А.Чеблаковым, В.А.Глебовым, АО "Росшельф" А.Г.Шеломенцевым, И.М.Сидоренко, Т.И.Ильвовым
В разработке Инструкции принимали участие ТОО "Коми-Куэст", ОАО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", ЗАО "Оренбургбурнефть", АО "Прикаспийбурнефть", ООО "Компания Полярное Сияние", ОАО "Нефтяная компания "ЮКОС", ЗАО "Нобель Ойл"
Ответственные разработчики: Е.А.Иванов, Ю.А.Дадонов, А.А.Шестаков, В.И.Ефименко, А.Б.Доценко, И.Е.Журавлев, Ю.Ф.Карабанов
УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 31.12.98 N 80
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
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 22.06.95 г., 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 от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности основных производственных объектов" 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 22.06.95 г. и Минтопэнерго России 01.07.95 г., 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;
повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
повышение газосодержания в промывочной жидкости;
снижение плотности бурового раствора;
поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
увеличение вращающего момента на роторе;
снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
2.4. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)
2.4.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
2.4.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
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.
3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.
3.2. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации газонефтеводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.
3.3. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
3.4. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
3.5. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:
Тема Б.2.2.(17 мая 2021 г) Тесты Ремонт нефтяных и газовых скважин
Инструкция по пользованию сайтом
В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться
Здравствуйте,
Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.
На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.
«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.
В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.
Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.
На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.
11. Обязательные комплексы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований скважин на этапах опытно-промышленной и промышленной разработок
11.1. Минимальный комплекс ГИС, ГДИС, ТПИ, ГХИ и ГИРС по контролю за разработкой представлен в таблице 8. Рекомендуемые комплексы, периодичность проведения исследований указаны для эксплуатационных скважин различной категории по дебитам, по обводненности, при забойных давлениях выше и ниже насыщения, а также для нагнетательных, пьезометрических, наблюдательных, до и после проведения ГТМ.
11.2. Рекомендуется комплекс ГИС для контроля за разработкой, который представлен в таблице 9.
11.3. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах приведен в таблице 10 [2].
11.4. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин приведен в таблице 11 [2].
11.5. Обязательный и дополнительный комплексы ГИС в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин приведен в таблице 12 [2].
11.6. Обязательный и дополнительный комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин приведен в таблице 13 [2].
12. Требования к качеству и объемам комплексированных методов исследования нефтяных месторождений
12.1. Качество и объемы комплексированных (ГИС, ГДИС и ГХИ) исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации о геолого-физических характеристиках продуктивных нефтяных и нефтегазовых залежей и пластов, необходимой для решения проблем проектирования, контроля и регулирования процессов разработки и добычи углеводородов.
12.2. Сроки, объемы, виды проведения комплексированных исследований скважин (ГИС=ГДИС=ГХИ) и их этапность, интервальность проведения в соответствии с настоящим "Методическим руководством" устанавливаются в геолого-технических проектах и лицензионных соглашениях на право пользования недрами.
12.3. Соответствие сроков, объемов и качества выполнения комплексированных исследований скважин проектам и лицензиям на использование недр, контролируется органами государственного геологического контроля, органами государственного горного надзора, Центральной комиссией по разработке Минэнерго РФ, действующими в пределах их компетенции в соответствии с утвержденными положениями об их деятельности.
12.5. Конечные результаты комплексированных исследований скважин и отдельных их составляющих должны включать данные о геолого-физических характеристиках, предусмотренные в таблицах 4, 5, 6 и на рисунке 6.
12.6. По результатам комплексированных исследований скважин и отдельных их видов должны составляться заключения с рекомендациями по практическому их использованию с информацией об экономических аспектах их реализации.
12.7. Итоговое заключение по результатам комплексированных исследований скважин должно содержать информацию о задачах исследований, методических и теоретических (схематично) обоснованиях, выбранных способах исследований, объемах выполненных исследований и примененных методиках обработки данных исследований скважин (в т.ч. с использованием компьютерных технологий), их соответствии "обязательным" и "дополнительным" комплексам и согласно настоящих "Методических указаний", рекомендациях по практическому использованию результатов с оценкой экономических аспектов проведенных работ и реализации рекомендаций.
12.8. Схематическое соотношение различных этапов разработки, стадий проектирования и применения комплексированных методов исследований скважин и пластов приведено на рисунке 4.
Таблица 8. Минимальный комплекс гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений
Таблица 9. Комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений
Группа стандартных задач. Наименование стандартной задачи
Комплекс методов промыслово-геофизических исследований (ПГИ)
Методы гидродинамических исследований (ГДИС) (способ измерения и метод обработки)
Комплекс геохимических исследований (ГХИ)
Примечание (объекты исследований, технология исследований, этапность, др. для отдельной задачи)
Объемы и периодичность указанных комплексов определяются и составляются:
- минимальный комплекс (входит как обязательный минимальный во все последующие комплексы, м.б. типовым или индивидуальным) - устанавливается согласно проектам опытно-промышленной разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ (таблица 8);
- обязательный комплекс определяется научно-исследовательскими институтами и проектными организациями в специальных разделах проектов и технологических схем разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ, ЦКР и лицензионных соглашений;
оптимальный комплекс - утверждается нефтегазодобывающими предприятиями недропользователей для различных стадий и этапов разработки, согласно проектам разработки, утвержденным ЦКР Минэнерго РФ;
- специальные исследования определяются организациями недропользователей в соответствии с проектами опытно-промысловых работ и планами НИОКР.
Читайте также: