1. Что такое нефтегазопроявления и их разновидности. Проявления делятся на газопроявления, нефтепроявления, водопроявления и прочие проявления. 1. Поступление пластового флюида (г, н, в) в ствол скважины при Рпл>Рзаб, приводящее к нарушению нормального технологического процесса проводки скважины называется нефтегазоводопроявления. 2. Снижение плотности бурового раствора, выходящего из скважины вследствие поступления порции флюидов в ствол скважины при Рзаб>Рпл или с постоянным поступлением из пласта с низкой проницаемостью при Рпл>Рзаб не приводящее к нарушению нормального процесса технологии проводки скважины называется газированием. 3. Кратковременное и интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющего газа называется выбросом. 4. Интенсивное движение пластового флюида в стволе скважины называется фонтаном. 5. Выход флюида на поверхность на некотором расстоянии от устья в результате образования дополнительного канала от основного ствола скважины называется грифоном.

2. Первоочередные действия ПП при возникновении открытого фонтана при бурении, испытании и эксплуатации скважин: 1). Остановить ДВС; 2). Отключить двигатели электропитания; 3). Отключить электроэнергию в загазованной зоне; 4). Потушить технические и бытовые топки; 5). Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, и прочие действия могущие вызвать искру; 6). Обесточить все производственные объекты(трансформаторы, газораспределительные пункты, которые могут оказаться в загазованной зоне; 7). Оповестить руководство противофонтанных служб, пожарников о возникновении фонтана; 8). Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах, установить предупреждающие знаки, выставить посты охраны; 9). Прекратить все работы и немедленно удалить всех людей в безопасную зону; 10). При возможности перемещения загазованности на другие объекты или населённые пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения о возникающей опасности.

3.Классификация открытых фонтанов по интенсивности притоков. а)слабые - дебит газа не превышает 0,5 млн. м3 в сутки, а дебит нефти до 100м3 в сутки; б)средние – дебит газа до 1млн. м3 в сутки, дебит нефти до 300м3 в сутки; в)сильные – дебит газа больше 1млн. м3/сут, дебит нефти больше 300м3/сут; г)мощные – дебит газа до 3-5млн. м3/сут, дебит нефти 800-1000 м3/сут; д)очень мощные – дебит газа до 5-10млн. м3/сут; е)весьма мощные – более 10млн. м3/сут газа.

4.Практические действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при НГВП , во время бурения и промывки скважины. В процессе бурения эффективность и безопасность работ при угрозе открытого фонтана, в основном зависит от уровня подготовки бригады. По статистике, большинство из происходящих фонтанов можно предотвратить, если буриль-щик со своими помощниками в самом начале НГВП примет необходимые меры по предотвращению возникновения фонтана, т.е. чёткая и быстрая реакция бригады на признаки НГВП – это главное условие аварийного фонтанирования скважины. 1)Бурильщик не прекращает промывки, подаёт сигнал «ВЫБОС» приподнимает бурильный инструмент из расчёта нахождения незамковой части трубы напротив плашек превентора и возможности открытия-закрытия шарового крана. Тормоз лебёдки надёжно закрепить. 2Первый помбур останавливает насосы, открывает ДЗУ. 3)Бурильщик с дублирующего пульта управления превенторами открывает гидрозадвижку на линии дросселирования и закрывает кольцевой превентор. В случае отказов пультов управления превенторами, закрытие плашечного превентора производится с помощью ручного привода. 4)Бурильщик плавно закрывает регулировочный штуцер на линии дросселирования ПЖ в жёлоб не превышая при этом давление опрессовки ОК. 5)Второй помбур обеспечивает работу дегазаторов и сообщает об НГВП буровому мастеру или начальнику буровой. 6)Лаборант или первый помбур производят непрерывные замеры ПЖ выходящей из скважины после дегазации. 7)Дизелисты следят за работой дизелей, и выполняют все распоряжения бурильщика. 8)После герметизации устья бурильщик регистрирует в журнале: а) точное время начала проявления; б) компоновку инструмента; в)Давление на стояке перед прекращением промывки и производитель-ность насосов; г)Давление в затрубье через каждые 10 минут; д)в случае необходимости разрядки давления из затрубья, указать время, через которое производилась разрядка, объём выброшенной ПЖ, её состав, с какого максимального давления и на какую величину производилось понижение давления; е)зафиксировать параметры выходящей ПЖ в последний момент перед герметизацией устья скважины.

5.Классификация открытых фонтанов по степени сложности: 1)несложный: Не потеряна база для ликвидации фонтана, т.е. верхняя обсадная труба, фланцевые соединения и крестовина находятся в удовлетворительном состоянии. В скважине находятся БТ. Известный дебит, РПЛ, и в геологическом разрезе имеются водоносные пласты; 2)сложный: Устье разрушено, плашки превентора разъединены, самовоспламенение фонтана, наличие грифонов. В скважине находятся бур. трубы, известно пространственное положение ствола. Неизвестный дебит, РПЛ и зона газоносности. Выше продуктивного горизонта нет водонос-ных горизонтов. 3)очень сложный: Устье разрушено, образован кратер, на большой территории действуют грифоны, пространственное положение скважины неизвестно, в скважине отсутствуют БТ. Ориентировочно определён дебит, неизвестно РПЛ и наличие водоносных пластов. 4)Скважина находится на промысле, устье разрушено, образован небольшой кратер, НКТ на забое, действуют грифоны по затрубному пространству, скважина находится на кусте. Неизвестно пространственное положение. Известен дебит и РПЛ, расстояние между скважинами на кусте 15-20м. Полная замазученность территории.

6. Практические действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при СПО, когда в скважине более 10 свечей. 1)Прекратить подъём и попытаться спустить в скважину наибольшее количество бурильных труб, непрерывно наблюдая за состоянием скважины; 2)В случае увеличения перелива ПЖ из скважины или из труб спуск инструмента прекратить; 3)Извлечь квадрат из шурфа вместе с шаровым краном и навернуть на БК; 4)Дальнейшие работы производить с п.3-п.8, 22-го вопроса.

7. Причины возникновения нефтегазоводопроявлений при бурении скважин. Одним из основных условий возникновения ГНВП является поступление пластового флюида в ствол скважины, вследствие превышения Рпл над Рзаб. Воз-можно ГНВП при наличие достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида, осматических процессов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород и др. Возникновение и развитие ГНВП из-за неуравновешенности Рпл гидростатическим давлением столюа раствора в скважине может явиться следствием : 1. Ошибок в прогнозировании Рпл или определении проектной плотности б.р. 2. Тектонических нарушений и вскрытие зон с АВПД. 3. разбуривание несовместимых интервалов бурения (ГРП, поглощение – снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт) 4. Ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений. 5. Недостатки оперативного контроля за текущими изменениями Рпл вследствие законтурного заводнения. 6. Снижение гидростатического давления столба б.р. из-за падения уровня в скважине в результате поглощения. 7. Снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при СПО. 8. Снижение плотности б.р. при его хим. обработки. 9. Снижение Рзаб при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов. 10. Снижение Рзаб в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурномеханических параметров б.р. 11. Разгазирование раствора в ПЗС вследствие длительных простоев скважины без промывок. 12. разрушение обратных клапанов в бурильной или ОК в процессе их спуска. 13. нарушение целостности ОК и БК при их спуске в скважину без заполнения их жидкостью. 14. некачественное крепление колонн, перекрывающие г-н-в насыщенные напорные горизонты. 15. Использование б.р. или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью.

8. Причины возникновения открытых фонтанов при бурении. 1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горногеологическим условиям. 2. Несоответствие прочностных характеристик установленного ПВО фактическим давлениям возникающим в процессе ликвидации ГНВП. 3. низкое качество монтажа ПВО и несоблюдение его установленных условий эксплуатации. 4. Отступление от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания ОТ (недопуск колонны до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений). 5. несоответствие размера плашек превентора диаметру верхних и нижних труб, срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб. 6. Недостаточное дегазирование раствора при возникновении ГНВП. 7. несвоевременное обнаружение ГНВП. 8. уменьшение прочности ОК в результате ее износа при СПО. 9. недостаточная обученость производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений. 10. Низкая трудовая и производственная дисциплина. 11. некачественное цементирование ОК. 12. отсутствие в компоновке б.к. шарового крана или обратного клапана.

9. Практические действия вахты по сигналу «ВЫБРОС», когда в скважине находятся УБТ. 1)Если нет возможности спустить в скважину бурильный инструмент, необходимо взять с мостков трубу с шаровым краном и навернуть переводником на УБТ; 2)Извлечь квадрат из шурфа шаровым краном, и навернуть его на инструмент; 3)Дальнейшие действия вахта производит такие же, как и (с п.2., 23-го вопроса).

10.Безопасность работ при ликвидации открытого газового или нефтяного

фонтана.

К этим работам допускаются только специально обученные проинструктированные не имеющие медицинских противопоказаний, снабжены специальным средством защиты, как правило это работники ПФБ и работники противопожарной безопасности. Все лица допущенные к опасной зоне проходят дополнительные инструктажи, которые проводят исключительно ответственный исполнитель как правило это первый руководитель ПВО. Работающие в опасной зоне соответственно экипируются с целью защиты от теплового воздействия и сильных шумов. В зимний период полагается специальная утепленная одежда. При очень высоких тепловых воздействиях могут применятся алюминиевые скафандры и спец защитные шлемы. Для обеспечения безопасных условий работ растаскивается буровое оборудование, расшивается буровые укрытия вышки. При ГВ фонтанировании в зимних условиях вышку сознательно заваливают и оттаскивают в сторону во избегании ее заледенения. Демонтируется и сооружаются другие сооружения для обеспечения нормальной проветриваемости. Параллельно применяются методы по сбору и локализации и утилизации нефти. Особое внимание уделяется обеспечению безопасных путей подхода и отхода к устью перед началом работ на устье проводится анализ воздушной среды на наличие взрывоопасных и ядовитых газов, сероводорода и пары у/в на основе этого анализа штабом по ликвидации устанавливается применение тех или иных защитных средств. За работающим на устье звеном фонтанирования скважины устанавливается постоянное наблюдение которое осуществляется звеном дублеров экипированным так же как рабочее звено, кроме этого за работой наблюдает ответственный исполнитель работ который должен находиться на удобном и видном месте. Между обоими звеньями ответственным исполнителем устанавливается условная сигнализация. Работающий в опасной зоне обязан выполнять распоряжения только ответственного исполнителя работ кроме случая угрожающего жизни рабочих. Работа на устье согласно плана работ. Продолжительность периода непрерывной работы в опасно зоне не более 15 минут. Перед началом работ у горящего фонтана личный состав адаптируются к работе в условиях высокой температуры для этого в зону высокой температуры вводят экипированное звено на 10-15 минут не загружая их ни какой работой. Через час после медицинского освидетельствования операцию повторяют. Все работы на устье не горящего фонтана проводят только под водяной завесой в этом случае при внезапном самовозгорании тепловое излучение будет ослаблено из-за интенсивного парообразования и работающие на устье люди смогут отойти на безопасное растояние. Водяную завесу создает противопожарная служба. В случае применения стальных канатов для монтажа на устье не стандартного оборудования с помощью специальной оснастки, ролики и канаты смазываются консистенционной смазкой. Работы на устье ведут только днем с применением искробезопасного инструмента, т.е. стального обмедненного, бронзового.

11. Практические действия вахты буровой бригады по сигналу «Выброс» когда в скважине отсутствует бурильный инструмент. 1. Наблюдая непрерывно за состоянием скважины, попытаться спустить наибольшее количество труб. 2. Спустить в скважину бурильную трубу с шаровым краном, если нет возможности спустить большее количество бурильных труб. 3. В дальнейшем выполнять операции согласно разделу II, параграфа 2, если спущено меньше 10 свечей, или раздела I, параграфа 2, в случае спуска более 10 свечей. 4. В случае невозможности спуска бурильного инструмента в скважину закрыть превентор с глухими плашками, в дальнейшем руководствоваться п.п. 4,5,6,7,8,9 параграфа I.

12. Состав и назначение противовыбросового оборудования. ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы. Основные параметры и технические требования к конструкции. Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое ПВО предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с находящейся в них колонн труб или при их отсутствии в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды. Также должно обеспечивать расхаживание колонны труб между замковыми соединениями, а также протаскивание колонны б.т. с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замковых соединений под углом 180) и позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт. Комплект ПВО должен состоять из превенторного блока, манифольда, станций гидропривода. Конструктивно ПВО должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяя типовой схемы и неухудшающих эксплуатационные свойства ПВО (сдвоенные превенторы). Прочность корпусных деталей ПВО, воспринимающих давление скважинной среды должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением кратным Рраб.

13. Практические действия вахты буровой бригады по сигналу “Выброс» при прихвате бурильной колонны. 1. Интенсивным расхаживанием попытаться освободить инструмент от прихвата. 2. В отрицательном случае инструмент отвернуть как можно ближе к месту прихвата. 3. Выбросить верхнюю трубу на мостки. 4. Навернуть на бурильные трубы квадрат с шаровым краном. 5. Дальнейшие операции по герметизации устья провести согласно раздела 1, параграфа 2.

14. Схемы монтажа ПВО. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается буровым предприятием и согласуется заказчиком территориальной организации Госгортехнадзором РФ и утверждается в установленном порядке. При вскрытии скважиной изученного разреза представленного водяными и нефтяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая гермитизацию скважины при спущеной б.к. или без нее. Устанавливается 10 типов схем ПВО. 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом, 3-10 – с гидравлическим приводом. В ПВО для ремонта привод механический или гидравлический, для бурения – гидравлический. Типовые схемы устанавлива-ют минимальное количество составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящихся и ремонти-рующихся скважин. Схема №1. Она включает 1 плашечный превентор, 2 выкидные линии (дросселирования и глушения). Схема №2. 2 плашечных превентора, 1 крестовина, 2 выкидные линии. По нашему региону наибольшее применение получили схемы №3 и №5. Схема №3. 1 кольцевой превентор, 1 плашечный, 1 крестовина, 2 выкидные линии. Схема № 4. 2 плашечных превентора, 1 крестовина, 2 выкидные линии. Схема №5. 1 кольцевой превентор, 2 плашечных превентора, 1 крестовина, линии дросселирования и глушения, регулируемый штуцер (гидравлики). Схема №6. 1 кольцевой, 2 плашечных превентора, 1 крестовина, линии дросселирования и глушения, регулируемый штуцер (гидравлики). Схема №7. 1 кольцевой превентор и два плашечных, между ними установлена крестовина, 2 крестовины, 4 выкидные линии. Схема №8. кольцевой превентор, 2 плашечных, 1 крестовина, 1 линия глушения, 1 дросселирования, за гидравлическими задвижками установлены задвижки с ручным приводом. Схема №9. кольцевой превентор, 2 плашечных, 2 крестовины, 4 выкидные линии, за гидравлическими задвижками 2 задвижки с ручным приводом. Схема №10. 1 кольцевой превентор, 2 спаренных плашечных, через крестовину 3 плашечный, 2 крестовины, 4 выкидные линии.

15. Практические действия вахты при нефтегазопроявлении во время производства геофизических работ. 1. немедленно прекратить геофизические работы и попытаться на повышенной скорости поднять прибор из скважины. 2. Если нет возможности поднять прибор из скважины ввиду увеличения притока промывочной жидкости, необходимо обрубить кабель. 3. Спустить в скважину бурильную трубу, навернуть квадрат с шаровым краном, если нет возможности спустить большее количество бурильных труб. 4. Далее производить работы согласно параграфа 2, раздел 2.

16. Основные требования правил безопасности при монтаже ПВО. На кондуктор и техническую колонну при бурении интервала, ниже которого возможны проявления, а также на эксплуатационную колонну, при проведении с ней работ при вскрытии продуктивных пластов, устанавливается ПВО. Обсадные колонны обвязываются между собой при помощи колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (ТУ) заводов-изготовителей и универсальным техническим руководством предприятия. Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, и герметизации устья при открытом фонтанировании. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком – террито-риальными органами Госгортехнадзора РФ и утверждается в установленном порядке. При вскрытии в скважине изученного разреза, представленного нефте- и водосодержащими пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора и технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной бурильной колонне и без нее. Три или четыре превентора, в т.ч. один кольцевой, устанавливаются на скважине при вскрытых нефтяных, газовых и водоносных горизонтах с АВПД. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содержании H2S до 6 % определяется предприятием по согласованию с органами ГГТН РФ исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость и др.). 4 превентора, в т.ч. 1 со срезающими плашками и 1 кольцевой, устанавливаются на устье в случаях: 1)вскрытия пластов с АВПД и содержанием H2S более 6 %; 2)вскрытия пластов с содержанием H2S до 6 % и избыточном давлении на устье более 35 МПа. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин допускаются по специальному разрешению ГГТН при предъявлении предприятием исчерпывающего обоснования.

Монтаж линий глушения и дросселирования, а также штурвалов ручной фиксации плашек превенторов управления гидрозадвижек. Линии сбросов от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть: 1)для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3 на тонну – не менее 50 м; 2)для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3 на тонну, газовых, разведочных скважин – не менее 100 метров. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру отводов крестовины; после блока задвижек допускается их увеличе-ние на 30 мм. Расстояние от концов манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам БУ, должно быть не менее 100 метров для всех категорий скважин. Для скважин, соору-женных на насыпных основаниях, длина линии от блоков дросселирования должна устанавливаться по согласованию с ГГТН РФ. На скважине, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с 3 регулируемыми дросселями – 1 с ручным и 2 с дистанционным управлением. Во всех остальных случаях установка дроссе-лей с ДУ производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки ПВО. Манометры, установленные на блоках дросселирования и глушения должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий давление совместной опрессовки ОК и ПВО. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются два пульта – основной и вспомогательный. Основной устанавливается на расстоянии 10 м от устья в удобном и безопасном месте. Вспомогательный – непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режиме оперативной готовности при вскрытии продуктивных и ГНВП пластов. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легко доступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки-направления вращения штурвала, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижках перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления на устье скважины, допускаемого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено. При вскрытии продуктивных пластов на БУ необходимо иметь 2 шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. При вскрытии газовых пластов с АВПД или H2S-содержащих пластов на БУ должно быть 3 шаровых крана: первый – между рабочей трубой и вертлюгом, второй – между трубой и предохранительным переводником, третий – запасной. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на БУ должны быть два обратных клапана с приспособлением для установки в открытом положении: один – рабочий, второй резервный. Превенторы вместе с крестовинами и задвижками перед установкой оп-рессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. Превентор со срезаю-щими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых клапанах, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты опрессовки оформляются актом. После монтажа превенторной установки или спуска очередной ОК до разбуривания цементного стакана, установка, до концевых задвижек манифольдов высокого давления, должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки ОК. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются на давление: 5 МПа для ПВО, рассчитанного на давление до 21 МПа, и 10 МПа для ПВО, рассчитанного на давление выше 21 МПа. Результаты оформляются актом. После монтажа и опрессовки ПВО совместно с ОК и опрессовки цементного кольца за ОК, дальнейшее бурение может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с ГГТН РФ.