vk.com/club1526850501. Предупреждение газонефтеводопроявлений| vk.com/id446425943при бурении скважин на нефть и газ.

2. Групповые, индивидуальные и передвижные замерные установки: виды, характеристика.

3. Требования безопасности при проведении ремонтных работ на скважине.

4. Основные направления взрывных работ в нефтегазовой отрасли.

5. Производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности.

1. Предупреждение газонефтеводопроявлений при бурении скважин на нефть и газ.

Основным мероприятием по предупреждению возникновения проявлений и открытых фонтанов является соблюдение всех технологических регламентов бурения – соответствие фактических параметров бурового раствора проектным, соблюдение регламентов промывок, которые указаны в геолого-техническом наряде, а также ограничение скоростей спуска и подъёма бурильного инструмента.

Мероприятия по недопущению перехода возникшего проявления в открытый фонтан включают в себя незамедлительную герметизацию устья скважины и проведение промывок с расчётным противодавлением.

На скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газо-нефтеводопроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и скважинах, на газовых и газоконденсатных месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями буровая установка должна быть обеспечена ёмкостями с запасной промывочной жидкостью в количествах, определённых проектом на строительство скважин.

Перед переходом на глинистый раствор все поглощающие горизонты должны быть изолированы.

Для предупреждения ГНВП и обвалов стенок скважины в процессе подъёма колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близком к устью.

При спуске обсадной колонны в скважину со вскрытыми пластами, для ликвидации возможного газонефтеводопроявления, когда отсутствуют плашки требуемого диаметра, на мостках должна находиться бурильная труба, окрашенная в красный цвет, с наружным диаметром под установленные плашки, обратным клапаном с приспособлени-ем для установки его в открытом положении или шаровым краном и переводником под обсадные трубы.

1.Действия бригады в случае возникновения ГНВП (газонефтеводопроявлений).

При возникновении открытого газового и нефтяного фонтана бригада обязана:

прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из неё людей;

отключить всё от эл.энергии;

прекратить пользование стальными инструментами ведущие к возникновению искры;

запретить всякое движение на прилегающих к фонтанирующей скважине дорогах, для чего выставить предупреждающие знаки, а при необходимости и посты охраны;

в целях предупреждения загорания фонтана, ввести в фонтанирующую струю и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные пожарные средства;

сообщить о случившемся руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую помощь;

при необходимости применять меры против растекания нефти.

При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, снять показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес на крюке, загерметизировать канал бурильных труб. Информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с ПЛА. Необходимо вести контроль за ростом давления на манометре манифольдной линии ПВО. Давление не должно превышать допустимого давления для устья или самого слабого участка.

2. Групповые, индивидуальные и передвижные замерные установки: виды, характеристика.

АГЗУ предназначены для автоматического определения дебитов нефтяных скважин по жидкости, контроля за работой скважин и бывают следующих типов:

АГЗУ «Спутник А, Б».

АГЗУ «Спутник АМ со счетчиком СКЖ» ДЕЛЬТА-ГЗУ(А)–8×30–40 с СКЖ на каждом усе. ИУ «Спектр» с расходомером «РИНГ» на каждом усе

Для отдаленных скважин применяются БИУСблочные автоматизированные индивидуальные установки. БИУС 40-50, 40рабочее давление не более 4,0 МПа, диапазон измерения 1-50мз\сут. Имеет замерный сепаратор, турбинный счетчик ТОР с выдачей сигнала в блок управления.

20

vk.com/club152685050Для индивидуальных замеров| vkдебитов.com/id446425943скважин с УШГН для проверки отдельных усов скважин, подключенных к ГЗУ, применяются передвижные замерные установка АСМа со счетчиком СКЖ, ОЗНА с технол блоком, а

также снятие динамограммы с расчетом дебита по программе, хорошо зарекомендовали себя ПК «МИКОН». Для индивидуальных замеров дебитов скважин с УЭЦН применяется штуцирование. Диаметр штуцера подбирается по таблице. Манометры должны быть установлены от штуцера на расстоянии, равном не менее пяти диаметрам трубопровода. Значения давления и диаметр штуцера вносятся в соответствующую базу КИС «АРМИТС», на основании которых производится расчёт дебита (рис. 2.3.). Счетчиками СКЖ, РИНГ.

АГЗУ «Спутник А, Б»: А-16-14-400, А-40-14-400, А-25-14-1500, Б-40-14-500, Б-40-14-400. Спутники А осуществляют замер дебита, а Б- дополнительно подачу реагента и измерение влагосодержания нефти и объема газа. Расшифровка маркировки: А-16-14-400. Первая цифра 16 - рабочее давление не более 1,6 МПа, 14 – количество подключенных скважин, 400 мз\сутпропускная способность.

Спутники состоят из двух блоков: замерного технологического блока и блока КИП. В Спутниках поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик (или ТОР), накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в БМА. Жидкость из скважины, подключенной на замер, направляется из ПСМ в головку гидроциклонного сепаратора, в котором газ отделяется от жидкости. На выходе газа из гидроциклонного сепаратора установлены регулятор давления и турбинный счетчик АГАТ. А учет жидкости по сборному коллектору осуществляется через турбинный преобразователь расхода НОРД.

Замерный технологический блок АГЗУ «Спутник» не обеспечивает требуемую точность определения производительности скважин. Во-первых, малодебитные скважины с низким газовым фактором не могут обеспечить нормальную работу замерного узла. Во-вторых, количество жидкости измеряется объемным расходомером, и на его значения будут влиять температура, плотность, вязкость и скорость протекания потока. Эти параметры жидкости у каждой скважины разные и стабильных результатов получить не удается. С целью решения этих проблем был разработан ГЗУ совместно с массовым счетчиком жидкости СКЖ, в технологическом блоке которого в обвязке добавляются фильтры грубой очистки на подводящих линиях. Спутник АМ 40-8-400-КМ с камерным преобразователем СКЖ для определения продукции малодебитных скважин от 0,5 до 120мз\сут.). Рабочее давление не более 4,0 МПа. Количество подключенных скважин- 8,10, 14. Пропускная способность – 30, 60, 120 т\сут.

3. Требования безопасности при проведении ремонтных работ на скважине.

1.Перед началом работ по текущему и капитальному ремонту скважин с работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ.

2.Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой

3.Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам,

4.Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации.

5.Перед началом работ скважина должна быть заглушена .

6.Перед разборкой устьевой арматуры скважины давлениедолжно быть снижено до атмосферного. 7.Манифольдная линия должна быть разобрана и установлена заглушка на линейную задвижку.

8.При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

10.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 .

11.Без исправного индикатора веса проводить спуско-подъемные операции,

12.Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий:

- работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой - работы по ревизии клапана-отсекателя, - периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов:

13.Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты, запрещаются.

14.При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано.

15.Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

18.При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа,

19.Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика.

21

vk.com/club15268505020. При освоении и ремонте| vk.скважинcom/id446425943должны быть приняты меры про предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины.

21. На время простреленных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

24. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

26. Соседние с ремонтируемой, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами, скважины могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ.

28.При передаче газлифтной скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

29.Отключение газопроводов и демонтаж производит служба заказчика

4.Основные направления взрывных работ в нефтегазовой отрасли.

Кособенностям проведения взрывных работ в скважинах следует отнести малые габариты скважин, повышенные давления и температуры в них и необходимость рационального использования энергии взрыва. Основные направления взрывных работ в нефтегазовой отрасли:

a.перфорация;

b.разобщение пластов с помощью взрывных пакеров (заколонное разобщение, герметизация головки хвостовика, селективное цементирование, межколонное разобщение);

c.ремонтные работы с помощью взрывных пакеров (ремонтное цементирование с помощью извлекаемых и неизвлекаемых пакеров, установка изолирующих патрубков, герметизация кольцевого зазора между ОК и НКТ);

d.установка разобщающих пробок (установка пробок в разведочных и эксплуатационных скважинах, установка извлекаемых пробок, установка пробок в ОК спуском на кабеле через НКТ);

e.ликвидация прихватов труб взрывными методами с помощью торпед;

f.взрыв для очистки ствола и забоя скважины от постороннего металла и предметов с помощью

торпед;

g.очистка ствола и забоя скважины с помощью имплозийных ловителей;

h.газодинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов (применение пороховых генераторов, термогазогенераторов, горючих окислительных систем и т.д.);

i.предупреждение осложнений и аварий при строительстве и эксплуатации скважин (разрушение желобов, создание усиленной крепи);

j.ликвидация аварий (ликвидация открытых фонтанов, смятия ОК или поглощений);

k.отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов взрывного действия;

l.комплексные взрывные работы.

5.Производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности.

Организация, эксплуатирующая ОПО, обязана организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований ПБ.

Сведения об организации ПК представляются в письменной форме либо в форме электронного документа, РТН или их территориальные органы ежегодно до 1 апреля соответствующего календарного года.

ПК является составной частью системы управления ПБ и осуществляется путем проведения комплекса мероприятий, направленных на обеспечение безопасного функционирования ОПО, а также на предупреждение аварий на этих объектах и обеспечение готовности к локализации аварий и инцидентов и ликвидации их последствий.

Положение о ПК утверждается руководителем эксплуатирующей организации, имеет следующее содержание: (Общие положения; Задачи ПК; Организация ПК; Обязанности работника, ответственного за осуществление ПК;

-Права работника, ответственного за осуществление ПК;

-Порядок планирования и проведения проверок соблюдения требований ПБ;

-Порядок сбора и анализа информации о состоянии ПБ;

-Локализация аварий и инцидентов и ликвидация их последствий.)

ПК в ЭО осуществляют назначенный решением руководителя организации работник или служба. Ответственность за организацию и осуществление ПК несут руководитель ЭО и лица, на которых возложены такие обязанности. Функции лица, ответственного за осуществление ПК, рекомендуется возлагать: - на одного из зам. руководителя ЭО – если численность занятых на ОПО менее 150 человек;

-на специально назначенного работника – если численность от 150 до 500 человек;

-на руководителя службы ПК – при численности более 500 человек.

Работник, ответственный за осуществление ПК, должен иметь: высшее техническое образование, соответствующее профилю производственного объекта; стаж работы не менее 3 лет на соответствующей работе на ОПО; протокол, подтверждающий прохождение аттестации по промышленной безопасности.

22

vk.com/club152685050ПК – это 3-х этапный контроль| vk.com/id446425943в пределах предприятия: 1 этап Мастер ежедневно перед началом работы проверяет состояние ПБ и о нарушениях делает запись в журнал ПБ и принимает оперативные меры по их

ликвидации, если их устранить невозможно, то обращается к начальнику цеха. 2 этап начальник цеха в течение недели, а при большой разбросанности объектов 1 раз в месяц должен побывать на своих объектов возможно и и ПДК цеха с целью проверки с записью в тот же журнал. 3 этап – ПДК предприятия 1 раз в квартал проводит выездные выборочные проверки с записью в том журнале и по окончании разрабатывает мероприятия по устранению и недопущению нарушений ПБ. 4 этапПДК ОТН выборочной 1 раз в полгода, 5 этап ПДК Минтопэнерго 1 раз в год.

23