Реферат ГНВП. 14-Реферат ГНВП. OptionButton1

• Название: OptionButton1
• Анкор: Реферат ГНВП
• Дата: 06.04.2023
• Размер: 407.5 Kb.
• Имя файла: 14-Реферат ГНВП.doc
• Тип: Документы; #1041853
• страница: 2 из 4

Р_заб = Р_г

3
Р_заб = Р_г -- Р_ст.

.Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину Рст

Основные принципы анализа давлений

Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:

-гидростатическое давление - Рr;

-гидростатические потери - Pr.c;

-избыточное давление - Pиз.

Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.


Тема 2. Поведение газа в скважине.

Как известно, газ может находиться в скважине:

• 
  в растворенном состоянии;
  
• 
  в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :
  

d_п =6 / kg( - _г)

• 
  для жидкости, находящейся в покое ;
  

d_п =6₀ / Кg( - _г)



- для движущейся жидкости.

где  - статистическое напряжение сдвига ;

₀ - динамическое напряжение сдвига ;

К - коэффициент пропорциональности

• 
  виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
  

• 
  в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
  

• 
  кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.
  

Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.

Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта


Р₁V₁ = Р₂ V₂





д
ля идеального газа, давление тоже не меняется ( рис.1 )

Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.
На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану ( рис.2 )
И
зменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.

Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.

Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.

Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле


V_гд = 1,2 V_ж + V_rст






где V_ж - скорость движения жидкости, м/час ;

V_rст - скорость всплытия газа в статике, м/час.

Тема 3.Причины возникновения ГНВП
. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

• 
  Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
  

• 
  Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
  

• 
  Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
  

• 
  Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
  

• 
  Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
  

• 
  Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  

• 
  Длительные простои скважины без промывки.
  

• 
  Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
  

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

• 
  Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
  

• 
  Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
  

• 
  Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
  

ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

• 
  Недостаточнаяобученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
  
• 
  Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
  
• 
  Некачественное цементирование обсадных колонн.
  
• 
  Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
  
• 
  Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
  
• 
  Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
  

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин.

• 
  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 возможнымифлюидопроявлениями 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 опрессовкипревенторной 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 давленияопределенная 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. Доливочная 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 оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины герметизировано. 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 ТКРС 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 возможнымигазонефтеводопроявлениями 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".
  

ПОМНИТЕ:


ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ

МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ!





Тема 4. Категории скважин по степени опасности

возникновения газонефтеводопроявлений
КЛАССИФИКАЦИЯ

Фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК « Башнефть ».
1.Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть»,а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта под­разделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение от­ветственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологиче­ской службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 ян­варя каждого года последующим признакам:
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.
II категория:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м³/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.
IIIкатегория:

■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

3. Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их ка­тегории (с расшифровкой скважин 1-11 категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

4.Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы­слов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составле­нии плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремон­та скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экзем­пляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при прове­дении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие серово­дорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со­гласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают­ся предупреждающие надписи:

дляскважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

дляскважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатиче­скому или ниже его, сероводород отсутствует».
Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер­жание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы­полнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ин­женерно-технические работники (далее - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.

7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке сква­жины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требо­ваниям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безо­пасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при капитальном и текущем ремонте скважин".

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас­сификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремон­ту скважин сервисной организации.

9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи­кации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.


Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.
Понятие раннего обнаружения ГНВП.
Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины V_доп , которую устанавливают равной 1/2 V_пр. , но не более 1.5м³. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.
Основные признаки газонефтеводопроявлений

• 
  Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
  

• 
  Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
  
• 
  Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
  
• 
  Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
  
• 
  Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
  
• 
  Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
  
• 
  Повышенноегазосодержание в жидкости глушения.
  
• 
  Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях
  

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП
При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.