1. 
   Предупреждение аварий при геофизических исследованиях скважин. Подготовка скважины к исследованиям.
   

Предупреждение аварий – это, прежде всего, выполнение требований проектов и планов на капитальный ремонт скважин, а также действующих инструкций и руководящих документов, обязательных для выполнения.

В каждой нефтяной и газодобывающей компании, в каждой сервисной организации, специализирующейся на проведении ремонтновосстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах, на основе действующих инструкций по предупреждению и ликвидации аварий, специфических особенностей работ в данном регионе и с учетом передового опыта разрабатываются планы по предупреждению аварий (ПЛА).

В основе предупреждения аварий лежат следующие требования:

- площадка для скважины должна соответствовать проекту, разработанному на основании действующих норм с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора;

- размещение оборудования необходимо осуществлять по схемам, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с местными органами Ростенадзора и противофонтанной службой;

- применение пожаробезопасных промывочных жидкостей и технологических растворов;

- применение надежного оборудования и инструментов, не приводящих к возникновению искры.
Для предупреждения аварий необходимо соблюдать следующие требования. Пуск в эксплуатацию смотрированного на устье скважины передвижного агрегата (ПАА), допуск бригады в работу по ремонту скважины осуществляется комиссией с привлечением представителей Ростехнадзора и противофонтанной службы. Проведение работ по ремонту скважины разрешается после проверки объекта на соответствие требованиям ПБ 08-624-03, «Правил технической эксплуатации передвижного подъемного агрегата и охраны окружающей среды».

Бригада КРС (ТРС) должна быть обучена по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях», ознакомлена с методами пожарной безопасности в соответствии с федеральным законом [45] и укомплектована средствами пожаротушения, средствами индивидуальной защиты в соответствии с правилами пожарной безопасности ПБ 01-04 и ВППБ 01-98 согласно «Перечню технического оснащения бригады». Анализ газовоздушной среды у устья скважины должен осуществляться ежесменно в соответствии с разработанным и утвержденным регламентом.

---

Проведение электросварочных работ должно проводиться в строгом соответствии с инструкцией.

Электрооборудование, электрические светильники, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси. Установка во взрывоопасных зонах взрывозащищаемого оборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения аккредитованной испытательной организации не допускается. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушенных схемах управления и защиты также не допускается.

При применении в качестве промывочной жидкости нефти или растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды приустьевой площадки. Для контроля загазованности должны проводиться замеры у устья скважины, у емкости приготовления раствора, а при появлении загазованности – приниматься меры по ее устранению.

Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными газонефтеводопроявлениями (ГНВП) персонал бригады должен пройти:

- инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений, согласно «Инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений»;

- проверку состояния ППА, ПВО, инструмента и приспособлений;

- отработку учебной тревоги (дальнейшая периодичность учебных тревог - согласно графику);

- оценку готовности объекта к оперативному завозу утяжеленного раствора глушения, пополнение его запасов путем приготовления на кусте.
Для предупреждения ГНВП в процессе подъема колонны НКТ бурильных труб следует проводить, долив раствор глушения через доливную емкость с поддержанием его уровня на устье скважины.

При спуске колонны НКТ после прострелочных работ газоопасных горизонтов должен проводиться контроль раствора на газонасыщенность. Если объемное содержание газа в вытесняемом растворе превышает 5 %, то должны применяться меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта) и их устранению.

---

К подъему колонны НКТ, бурильных труб из скважины, в которой произошло поглощение раствора при наличии ГНВП, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска колонны НКТ, бурильных труб. При установке нефтяных, кислотных ванн, ванн ПАВ гидростатическое давление столба раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При необходимости снижения, согласно плану ведения работ, гидростатического давления ниже пластового СПО возобновляются только после восстановления циркуляции раствором глушения скважины, в необходимых случаях более утяжеленным раствором глушения.

Подъем колонны труб с поршневым сифоном (пакером, зашламованность глубинного насоса, забойного двигателя, долота и т.д) следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство изливаемого и доливаемого раствора.

Существуют различные аварийные ситуации. Устранение их идет в зависимости от типа аварии, однако есть основные положения, которые необходимо соблюдать применять:

- оповестить вахту и привлеченный персонал об аварии;

- удалить людей из опасной зоны;

- информировать соответствующие службы (организацию-недропользователя, ремонтное предприятие, противофонтанную службу);

- применять меры по предотвращению возникновения аварии техникотехнологического характера – загерметизировать устье скважины, заглушить двигатель ППА, отключить электроэнергию;

- при появлении признаков ГНВП руководствоваться «Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений»;

- при возникновении пожара до прибытия пожарной службы применять меры по ликвидации возгорания;

- применять меры против разлива нефти, технологического раствора на прилегающую к устью скважины территорию.

Подготовка скважины к исследованию

Факторы, обуславливающие подготовку газовой скважины к исследованиям, определяются:

1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объёмом требуемой информации.

2. Геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т. е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды.

---

3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.

4. Степенью освоения месторождения, т. е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа; факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др.

Во всех скважинах после завершения буровых работ, цементажа, перфорации проводится освоение. Этот процесс, имеет непосредственное отношение к предполагаемой методике испытания скважин и обработке полученных результатов.

Дебиты газа и примесей в продукции скважин в процессе продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры, а также продолжительность продувки должны быть зафиксированы. Продувка при освоении скважины существенно влияет на форму началь­ного участка кривой восстановления давления. Продувка скважины без предваритель­но оцененного значения депрессии на пласт может привести к подтягиванию к сква­жине конуса подошвенной воды и к обводнению скважины, к разруше­нию призабойной зоны и образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому пе­ред продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, тер­мобарическими данными пласта и скважины. В соответствии с ожидаемыми дебитами следует выбрать конструкцию забойного и устьевого оборудования, диаметр и глубины спуска фонтанных труб, диаметр диафрагмы, исходя из ожидаемого устьевого давления

Подготовка газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловли­вается:

1. 
   Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации.
   
2. 
   Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получае­мой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образования гидратов в стволе скважины в процессе испытания, возможным подтягиванием конуса подошвенной воды.
   
3. 
   Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.
   
4. 
   Степенью освоения месторождения, т.е. наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторы, ограничивающие давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания, и др.
   

Испытание скважины проводится после ее освоения. В зависимости от ожидаемого дебита, величина которой оценивается при продувке, необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которой обеспечи­вается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины на всех режимах исследования.

---

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от состояния освоения месторождения, цели назначения и характеристики залежей осуществляется в основном по двум схемам (см. рисунок 1.3 а, б).

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическими исследованиями, оборудуется лубрикатором, образцовыми мано­метрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. Общая схема оборудования устья скважины для газогидродинамических ис­следований с выпуском газа через факел в атмосферу показана на рисунке 1.3а. В зависи­мости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы.

Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги и, нет необходимости спуска глубинных приборов для определения забойного и пластового давления, то эти давления определяются расчетным путем по устьевым замерам дав­ления.



Рисунок. 1.3а  Оборудование устья скважины, не подключенной к установке по подготовке газа:

1  скважина; 2  фонтанная арматура; 3  лубрикатор; 4  лебедка; 5  сепаратор; 6  емкость для замера жидкости; 7  ДИКТ; 8  факельная линия; 9  манометры; 10  термометр; 11  глубинный прибор; 12  крепление выкидной линии; 13  линия ввода ингибитора.



Рисунок 1.3б  Схема обвязки скважины при исследовании с применением коллектора “Надым”:

1 – фонтанная арматура; 2 – манометры; 3 – термометры; 4 – емкости для жидких и твердых примесей; 5 – опоры; 6- коллектор “Надым”; 7 – измеритель расхода газа; 8 – линия ввода ингибитора; 9 – факельная линия.

Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промыс­ловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема обвязки требует оборудования устья скважины лубрикатором

---

Смотрите также файлы

• Постановка задачи 3 Постановка задачи в терминах черного ящика 5 erсхема базы данных 5.docx

• ТАырыбы абыну. Лектор м.. к. Абдіраман Рсалиевич абыну.pptx

• План урока по математике 241 в контексте тем Окружающая среда.docx

• Контрольная работа по дисциплине Гидравлика Вариант 50 студент группы ндбз 182 Миронов А. В.docx

• заслугу перед своим временем нам сейчас даже трудно вообразить. Самой значительной из них явилось то, что он впервые в истории.docx