какое оборудование применяется для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при гнвп

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

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

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.

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

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.

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.

— 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.

Источник

Какое оборудование применяется для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при гнвп

1.Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин будет равно
Выберите один ответ.

+4,16 МПа
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

2 Природный газ в основном состоит из :
Выберите один ответ.

+метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.

углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

3.Фонтан – это:
Выберите один ответ.

истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

проявление пластового флюида вне устья скважины

поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

+постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

4 Наименьшие давления, возникающие в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.

непрерывного глушения
+ожидания и утяжеления

бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

5 При … режиме всплытия газа его скорость наибольшая
Выберите один ответ.

+снарядном
кольцевом
пузырьковом
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

6 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.

«жесткое закрытие» скважины

+«мягкое закрытие» скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

7 Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:
Выберите один ответ.

всего вышеперечисленного
начального давления циркуляции
градиента притока
+увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

8 Об успешном глушении скважины свидетельствует
Выберите один ответ.

+Рбт = Ркп = 0
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

9 Глушение проводится в две стадии способом
Выберите один ответ.

ожидания и утяжеления

10
Баллов: 2
При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.

останется неизменным
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

11
Баллов: 2
Постоянное давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика поддерживается в
Выберите один ответ.

+бурильных трубах и кольцевом пространстве

кольцевом пространстве
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

12
Баллов: 2
В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.

двухстадийный растянутый во времени

+ожидания и утяжеления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

13
Баллов: 2
Поглощение бурового раствора при глушении скважины можно обнаружить, наблюдая за
Выберите один ответ.

нагрузкой на крюке.

+уровнем бурового раствора в приемной емкости

потоком бурового раствора.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

14
Баллов: 2
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3, то давление циркуляции при той же производительности насо-са, будет равно
Выберите один ответ.

5,26 МПа
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

15
Баллов: 2
В скважине производится вымывание пачки газа. Давление в кольцевом пространстве начнет снижаться при
Выберите один ответ.

полном заполнении бурильной колонны жидкостью г

21 Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Тогда нужно
Выберите один ответ.

Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.

+Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.

Загерметизировать скважину и произвести промывку

Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

22 В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
+«мягкое закрытие» скважины
«жесткое закрытие» скважины
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

23 «Жесткое закрытие» скважины при ГНВП применяется
Выберите один ответ.
изначально при бурении управляе-мый дроссель на линии дросселиро-вания открыт. Главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты.
1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась глад-кая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую за-движку на крестовине ПВО
5. Закрыть превентор (обычно уни-версальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее долж-ностное уполномоченное Лицо.
6. Плавно закрыть дроссель.
7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины

+изначально при бурении управляе-мый дроссель и главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты. Обратный клапан ус-тановлен в БК.

1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и про-верить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномочен-ное Лицо.
4. Закрыть превентор (обычно уни-версальный).
5. Открыть главную боковую за-движку (на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины.

Верно
Баллов за ответ: 2/2.

24 При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
+останется неизменным
увеличится
уменьшится
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

25 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
+двухстадийный
ожидания и утяжеления
непрерывного глушения
двухстадийный растянутый во времени
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

26 Для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП применяется следующее оборудование:
Выберите один ответ.
дроссель
+шаровой кран
универсальный превентор
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

27
Баллов: 2
Наиболее высокие давления в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
ожидания и утяжеления
+бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

28
Баллов: 2
Пластовым давлением называется
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
давление, при котором происходит разрыв горных пород.
+давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
давление, оказываемое горными породами.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

29
Баллов: 2
Манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при ГНВП показывает
Выберите один ответ.
пластовое давление
гидростатическое давление
гидродинамическое давление в бурильных трубах
+избыточное давление в бурильных трубах
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

30
Баллов: 2
Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Бал

16 Выброс пластового флюида – это:
Выберите один ответ.
+апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

17 Конечное давление циркуляции определяется по формуле
Выберите один ответ.
+Pкон. = Рнач.• ( pгл/рнач) + S
Pкон. = Рпрок. • ( pгл/рнач) + S
Pкон. =Ризб. труб • ( pгл/рнач) + S
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

18 Противовыбросовая программа – это
Выберите один ответ.
документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.
+комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

19 К возникновению ГНВП не может привести:
Выберите один ответ.
отрицательное влияние гидродинамического эффекта
+постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

20 После герметизации устья показания манометров необходимо снять через
Выберите один ответ.
30 мин.
+10 мин
1 мин
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
#помощьстудентам #тесты #тиу #тюмгу #курсовые #курсовая #тестынаотлично #эдукон

30 Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

31 Явными (прямыми) признаками ГНВП при бурении являются:
Выберите один ответ.
уменьшение плотности глинистого шлама;
снижение давления на выкиде буровых насосов;
увеличение веса на крюке.
резкое кратное увеличение механической скорости бурения;
игольчатая форма шлама;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;
повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при не-изменной подаче буровых насосов;
+увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

Верно
Баллов за ответ: 2/2.

32 Назначение противовыбросового оборудования устья скважины:
Выберите один ответ.
+герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.
обвязка обсадных колонн, герметизация межколонных пространств и контроль давления в них.
для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

34 Падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:
Выберите один ответ.
в бурильной колонне
+ в затрубном пространстве
в промывочных насадках долота
в наземном оборудовании
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

35 Грифон – это:
Выберите один ответ.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
+ проявление пластового флюида вне устья скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

36 Газо,-нефте,-водопроявление – это:
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
+поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

38 Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:
Выберите один ответ.
+ уменьшится
увеличится
останется неизменным
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

39 Причина возникновения ГНВП:
Выберите один ответ.
+превышение пластового давления над забойным давлением.
превышение забойного давления гидростатического давления.
превышение гидростатического давления над пластовым давлением.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

Источник

Устройство для перекрытия труб при газонефтеводопроявлении скважины

Владельцы патента RU 2293173:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает повышение надежности и безопасности использования устройства. Сущность изобретения: устройство, установленное между вертлюгом и ведущей трубой, содержит корпус с осевым каналом. В осевом канале установлено седло. Седло шарнирно связано с тарелкой, выполненной с фиксатором. В осевом канале установлена нажимная втулка с резьбой на наружной поверхности и пружиной. Пружина установлена между седлом и нажимной втулкой. Фиксатор выполнен в виде поворотного вала с выступом на конце и толкателем, имеющим форму спиральной лопасти. Согласно изобретению на наружной поверхности корпуса устройства, ниже уровня закрытой тарелки, на конической резьбе, закреплен двухпозиционный кран. Внутренняя полость двухпозиционного крана сообщена с каналом колонны труб. Двухпозиционный кран содержит штуцер для крепления манометра и вентиль для перекрытия внутренних полостей корпуса устройства и крана, штуцер для крепления сбросового шланга и вентиль для перекрытия внутренних полостей крана и штуцера. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, для предотвращения газонефтеводопроявлений скважины.

Известно устройство для перекрытия труб [1], включающее корпус, установленные в нем плашки с приводами в виде гидроцилиндров с поршнями и фиксаторы закрытого положения, в надпоршневой полости дополнительным приводом плашек с узлом управления и предохранительным клапаном, для сообщения надпоршневой полости гидроцилиндра с узлом управления дополнительного привода.

Известно устройство для нижнего налива жидкости в транспортные емкости [2], включающее стыковочную муфту с транспортной емкостью, отсечной клапан, гильзу с отверстиями, сообщающимися с радиальными отверстиями в корпусе, опорный стержень, установленный на резьбе и имеющий буртик для осевого перемещения отсечного клапана.

Недостатками известных устройств являются:

— большие конструктивные размеры, не позволяющие устанавливать их между вертлюгом и ведущей трубой;

— отсутствие возможности контроля давления в трубах.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является устройство для герметизации устья скважины, устанавливаемое между вертлюгом и ведущей трубой [3], включающее корпус с осевым каналом, в котором на резьбе установлено седло, шарнирно связанное с тарелкой, пружина, нажимная втулка, поворотный вал с толкателем, имеющим форму спиральной лопасти.

Недостатком прототипа является то, что для открытия трубного канала, над закрытой тарелкой необходимо создать противодавление, превышающее величину давления под тарелкой, что при отсутствии возможности контроля может создать опасную ситуацию и снижает надежность предотвращения газонефтеводопроявления скважины.

Задачей изобретения является повышение надежности и безопасности при предотвращении газонефтепроявления скважины за счет обеспечения возможности контроля, сброса остаточного давления под тарелкой и исключения создания противодавления над тарелкой.

Указанная задача решается за счет того, что устройство снабжено двухпозиционным краном с вентилями подачи остаточного давления в канале колонны труб к манометру или на сброс в приемную емкость.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемое устройство отличается от известного тем, что на наружной поверхности корпуса устройства, ниже уровня закрытой тарелки, на конической резьбе закреплен двухпозиционный кран, внутренняя полость которого сообщается с каналом колонны труб, содержащий штуцер для крепления манометра и вентиль, перекрывающий внутренние полости корпуса устройства и крана, штуцер для крепления сбросового шланга и вентиль, перекрывающий внутренние полости крана и штуцера. Таким образом, заявляемое устройство соответствует критерию изобретения «новизна».

Известные технические решения [1, 2], в которых отсутствует возможность контроля и сброса остаточного давления, не решают вопросов обеспечения надежности и безопасности при предотвращении газонефтеводопроявлений, что решается в заявляемом устройстве. Это позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «существенные отличия».

На чертеже показано устройство для перекрытия труб при газонефтеводопроявлении скважины, общий вид.

Устройство работает следующим образом.

Перед началом бурения, капитального ремонта скважины или применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) устройство устанавливают между вертлюгом и ведущей трубой. Тарелка 3 находится в открытом положении, ее удерживает выступ 7. Чувствительность устройства регулируется нажимной втулкой 4, которая сжимает пружину 5. Седло 2 при этом находится в своем нижнем положении.

В начальной стадии проявления при возникновении восходящего потока появляется перепад давления в седле 2. Этот перепад давления отжимает седло 2 вверх, чему препятствует пружина 5. Вместе с седлом 2 вверх перемещается и тарелка 3, которая в определенный момент перестает взаимодействовать с выступом 7 вала 6. Восходящий поток подхватывает тарелку 3, она поворачивается на шарнире 11 и перекрывает седло 2. Внутренний канал колонны труб оказывается герметично перекрытым на устье скважины.

В случае, когда энергии восходящего потока недостаточно для поворота тарелки 3 после ее освобождения от взаимодействия с выступом 7, поворачивается вал 6. При этом толкатель 8, взаимодействуя с тарелкой 3, поворачивает ее на некоторый угол, достаточный для ее дальнейшего поворота энергией потока. Этим достигается дальнейшая посадка тарелки 3 на седло 2.

Для открытия внутреннего канала колонны труб необходимо произвести замер величины остаточного давления под тарелкой 3 и снизить его до величины давления, действующего над тарелкой 3, путем сброса определенных объемов среды (флюидов, жидкости и т.д.). Для этого при закрытом вентиле 17 крана 13 открывается вентиль 16 и среда, заполняющая канал колонны труб, через штуцер 14 поступит к манометру. После замеров величины остаточного давления и принятия решения о сбросе среды вентиль 17 открывается, среда из канала колонны труб поступит к штуцеру 16 и по шлангу будет сбрасываться в приемную емкость (на чертеже не показаны). После снижения величины давления подпружиненная тарелка 3, поворачиваясь на шарнире 11, занимает исходное положение. При повороте вала 6 тарелка 3 может быть зафиксирована выступом 7 в открытом положении.

Применение предлагаемого изобретения позволит повысить степень надежности и безопасности при предотвращении газонефтеводопроявлений скважины за счет обеспечения возможности контроля сброса остаточного давления под тарелкой и исключения создания противодавления над закрытой тарелкой.

1. Патент №123096, МПК Е 21 В 35/00, 1993.

2. А.С. №1778065, МПК В 67 D 5/04, 1992.

3. А.С. №1661363, МПК Е 21 В 33/03, 1991 (прототип).

Устройство для перекрытия труб при газонефтеводопроявлении скважины, установленное между вертлюгом и ведущей трубой, содержащее корпус с осевым каналом, в котором установлены седло, шарнирно связанное с тарелкой, нажимная втулка с резьбой на наружной поверхности и пружиной, установленной между седлом и нажимной втулкой, фиксатор в виде поворотного вала с выступом на конце и толкателем, имеющим форму спиральной лопасти, отличающееся тем, что на наружной поверхности корпуса устройства, ниже уровня закрытой тарелки, на конической резьбе закреплен двухпозиционный кран, внутренняя полость которого сообщена с каналом колонны труб, содержащий штуцер для крепления манометра и вентиль для перекрытия внутренних полостей корпуса устройства и крана, штуцер для крепления сбросового шланга и вентиль для перекрытия внутренних полостей крана и штуцера.

Источник

РД 08-254-98 Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности

Федеральный горный и промышленный надзор России
(Госгортехнадзор России)

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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 «О промышленной безопасности основных производственных объектов» от 21.07.97 № 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 22.06.95 г. и Минтопэнерго РФ 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

2.1.2. 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;

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 по использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (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 газонефтеводопроявлении (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 газонефтеводопроявлении 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 газонефтеводопроявлении и открытых фонтанов.

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

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

распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлении;

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

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

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

режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлении;

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

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

3.6. Ознакомление производственного персонала с планом ликвидации аварий должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

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

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

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

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

учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

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

3.9. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует 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.

3.10. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных организаций (служб).

3.11. Перед началом проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена 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 их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.12. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

3.13. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, снизить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.14. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.15. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.

В условиях континентального шельфа вместо двойного объема запаса жидкости допускается наличие на объекте материалов и технических средств, обеспечивающих приготовление необходимого объема раствора в установленные сроки.

3.16. Перед вскрытием горизонта с возможным газонефтеводопроявлением и при наличии во вскрываемом разрезе нефтегазосодержащих пластов на объекте вывешиваются предупреждающие надписи: «Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт», «Недолив скважины приводит к выбросу!», «В контроле за скважиной перерывы недопустимы!» и др.

4. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

4.1. Выбор конструкции скважины должен производиться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Конструкция скважины должна обеспечить условия безопасного ведения работ при ликвидации газонефтеводопроявлений, охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

4.2. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины. Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:

герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;

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.

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

4.4. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ожидания затвердения цемента) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

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

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

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины;

герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

испытание на герметичность обсадных колонн.

4.6. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0,5 МПа).

4.7. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем ее нахождение на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.8. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

4.9. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

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

4.11. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см 3 от установленной проектом величины.

4.12. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

4.13. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов-изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

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

герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля за состоянием скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

4.15. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России, профессиональной противофонтанной службой (если это предусмотрено договором) и утверждается в установленном на предприятии порядке. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект.

4.16. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

4.17. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

4.18. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимое для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

4.19. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, другой является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

4.20. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки противовыбросового оборудования на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.21. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление:

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.22. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).

4.23. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

4.24. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.25. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

4.26. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную спрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

4.27. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, спрессованные на соответствующее давление.

4.28. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

4.29. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

4.30. При строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т.п.:

выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 4 м;

линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами. Повороты следует выполнять с применением кованых угольников на резьбах, фланцах или тройников с буферными устройствами. 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.

4.31. Блок подводного противовыбросового оборудования и его манифольд должны быть спрессованы на устье скважины с колонной головкой на рабочее давление с использованием опрессовочной пробки.

4.32. Испытание подводного противовыбросового оборудования на герметичность следует проводить:

Секции направляющей колонны после каждого соединения и отсоединения от блока превенторов спрессовываются на ожидаемое устьевое давление.

4.33. Бурение верхних интервалов скважин с подводным расположением устья производится с использованием дивертора с аварийными сбросовыми линиями.

4.34. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора 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.

4.35. На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб.

4.36. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб.

При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

4.37. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

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

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

4.39. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться значениями, при которых обеспечивается полная дегазация бурового раствора.

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

4.41. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

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

4.43. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности.

4.44. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на компоновке низа бурильной колонны или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через шурф.

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

высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр;

эксплуатационная колонна прошаблонирована, спрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

4.46. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 4.9 настоящей Инструкции.

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

4.49. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

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

предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

охрану недр и окружающей среды.

4.50. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50-0,60 г/см 3 ; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

использования пенных систем.

4.51. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне посредством свабирования, использования скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ, разработанными предприятием. Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается. При свабировании устье скважины дополнительно оборудуется лубрикатором.

4.52. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. Лубрикатор спрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

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

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:

остановить двигатели внутреннего сгорания;

отключить силовые и осветительные линии электропитания;

отключить электроэнергию в загазованной зоне;

потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины;

прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;

обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне;

оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана;

прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;

при возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

5.5. При возникновении открытого фонтана на объектах континентального шельфа (морских стационарных платформах, плавучих буровых установках и т.п.) персонал обязан:

оповестить руководство предприятия и соответствующие службы;

запустить аварийный источник электроэнергии (аварийный дизель-генератор) для привода в действие основных пожарных насосов в целях создания водяного орошения вышки, аварийного устья и приустьевой зоны, а также орошения струй фонтана и создания водяных завес между жилым блоком и скважиной, другими бурящимися и добывающими скважинами, у коллективных спасательных средств и у привода гидросистемы передвижения портала;

определить загазованность помещений жилого и технологического блоков, путей эвакуации и в постах установки коллективных спасательных средств;

подготовить коллективные спасательные средства и индивидуальные средства защиты к эвакуации персонала.

2. Основные причины газонефтеводопроявлений и способы их раннего обнаружения. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса) 3

2.4. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса) 4

Источник