prosdo.ru
добавить свой файл
1 2 ... 4 5
Билет 1


  1. Сколько существует категорий скважин по степени опасности

Существует 3 группы

2. Понятие о давлениях в скважине.

Давление, P – Мпа; кгс/см.2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

P г = g Н


Гидростатическое давление, РГ - МПа; кгс/см². Гидростатическим давлением принято называть давление, определяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.


где  - плотность флюида, г/см3;

H - глубина скважины, м.

В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

Гидравлические потери (сопротивление) Pг.c, Мпа; кгс/см.2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

Избыточное давление, P
из - кгс/см.2. Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах - Pиз.т. и колонне - Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе -Pг.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.


Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. - кгс/см.2 Pиз.т. - это давление на стояке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. - кгс/см.2 Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

Пластовое давление, P пл - кгс/см.2. Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

Забойное давление, Рзаб - кгс/см.2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

- в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

- приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб=Рпл.

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.


P
пл. > P заб


Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).


3. Какие первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

• 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.

Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

Билет 2

1. Какие скважины относятся к 1-ой категории опасности

1 категория:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;


■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта менее 10м;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и создающий загазованность, превышающую ПДК.

2. Мероприятия по предотвращению ГНВП и открытых фонтанов при ремонте и эксплуатации


  • 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.

  • 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.
  • 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 нефтегазоводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.


  • Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

  • Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

  • На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений 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 газонефтеводопроявлений;

  • 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 газонефтеводопроявлений;

  • 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.
  • 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 устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием.


  • 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.

  • 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 не допустимы!» и др.

  • 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 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0.5 МПа).

  • 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.


  • 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).

  • 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.

  • 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.

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

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

  • 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.

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

  • высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
  • эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и противовыбросовым оборудованием, 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;

  • фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

  • 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 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограниченны темпы снижения противодавления на пласт.

  • Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне производится по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

  • 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 и главным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим руководителем и главным геологом).

  • Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия «Заказчика».
  • Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.


  • Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией.

  • Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию.

  • В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт.

  • Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов.

  • Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады.

  • Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим руководителем предприятия.
  • Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. Расстановка бригад производится согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту». В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.


  • В плане работ на текущий, капитальный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды. В плане работ должно быть также отражено:

  • величина пластового давления определенная в соответствии с РД-39-100-91 “Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не реже одного раза в полугодие, а по пъезометрическим скважинам не реже одного раза в квартал. На второй стадии разработки минимальная частота измерений может быть сокращена в двое…” ;

  • газовый фактор;

  • объем и плотность жидкости глушения.

  • Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем жидкости глушения и долива, а также порядок глушения скважины определяется инструкцией по глушению скважин утвержденной руководством предприятия и согласованной с противофонтанной службой.

  • 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.

  • На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины, находящемся непосредственно на скважине или на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.
  • В процессе подъема колонны труб следует производить долив раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости глушения, доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней. Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при НГВП. Если в процессе СПО наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО должны быть прекращены, устье скважины загерметизировано. Бурильщик, старший оператор должен информировать о НГВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее руководство и ждать дальнейших распоряжений. Вести наблюдение за давлением на устье скважины с регистрацией в вахтовом журнале.


  • Глушение скважины производится по дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения глушения определяется мастером ремонтной бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером цеха КПРС по согласованию с геологической службой.

  • Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой.

  • При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.

  • При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

  • Ежегодно должны проводится комплексные проверки бригад освоения, капитального, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы совместно с главными специалистами предприятий. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недостатков.

  • К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях” в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

  • Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
  • Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу “Выброс” является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является мастер бригады.


  • Руководители и инженерно-технические работники предприятий при посещении объектов текущего, капитального ремонта и освоения скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу “Выброс” с последующим разбором и записью оценки действия каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.

  • Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.

  • При обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий ПЛА.

  • После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком".




следующая страница >>