4. Действия персонала при возникновении гнвп в процессе гирс.

5. Газонефтеводопроявление при проведении геофизических или простре-лочно-взрыв-ных работ

1. Поднимает из скважины геофизический прибор или перфоратор. 2. При невозможности поднять геофизический прибор или перфоратор отрубает кабель. 3. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 4. Закрывает превентор с глухими плашками (при его отсутствии – кольцевой превентор). 5. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 6. Сообщает о случившемся мастеру (ответственному специалисту) и в ЦИТС. 7. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.

Начальник геофизической партии. Бурильщик, вахта

Билет № 12.

1. Причины возникновения гнвп при испытании скважин пластоиспытателем на трубах. Мероприятия по недопущению проявлений.

Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снять пакер в случаях:

- появления на устье пластового флюида или жидкости долива;

- резкого падения уровня раствора в затрубном пространстве скважины;

- угрозы возникновения перелива раствора из скважины;

- повышения давления на манометре устьевой головки.

После снятия пакера с места его установки ЗАПРЕЩАЕТСЯ разбирать устьевую обвязку и поднимать трубы, пока не произойдет полное прекращение выхода газа из жидкости долива, пластового флюида.

3 Для раннего обнаружения осложнения при испытании скважины НЕОБХОДИМО:

- контролировать соответствие фактических показателей индикатора веса расчетным;

- следить за уровнем раствора в затрубном пространстве, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске) и долитого в скважину (при подъеме);

- контролировать отсутствие или наличие воздуха из полости колонны труб при спуске ИПТ и испытании пласта;

- следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда.

Самопроизвольный перелив раствора из скважины свидетельствует о ее "проявлении".

При появлении перелива НЕОБХОДИМО закрыть превентор, оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры по устранению проявления.

Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования скважины при испытании ИПТ:

систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или безконтрольный долив;

- «поршневание» пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее давление под пакером;

- испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без обеспечения герметичности резьбовых соединений труб.

При возникновении аварийного фонтанирования необходимо обеспечить безопасность работающих, противопожарную безопасность, направить усилия на локализацию фонтанирования с последующей ликвидацией.

При нефтегазовом выбросе в кольцевое пространство необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент. Трубы установить так, чтобы замковое соединение находилось на 0,5 м над ротором, превентор закрыть.

Контролируя давление в скважине, присоединить устьевую головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан. Восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину более тяжелым раствором и ликвидировать проявление.

Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, необходимо «стравить» давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора.

При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо:

- остановить работы, выключить все двигатели;

- установить верхнее замковое соединение на 0,5 - 1 м над ротором и выключить двигатели до окончания выброса нефти или газа;

- присоединить циркуляционную головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан, обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять параметры раствора.