Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

1.

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
1

2.

Статистика и анализ ГНВП и ОФ 2013-2017 гг. ПАО «НК «Роснефть»
ГНВП и ОФ
Основной
Основной
Основной
ГНВП и ОФ 2009-2017 гг.
57 ГНВП и ОФ
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
2013 г.
ОФ
ГНВП
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
- открытый фонтан
- газонефтеводопроявление
Неудовлетворительное состояние ПВО
Причины ГНВП и ОФ
Не долив в скважину технологической жидкости
11%
15%
Не верные действия персонала бригады
8%
23%
10%
неудовлетворительное состояние цементного
кольца за ЭК
Неверные (неполные) данные в плане работ
Нарушение технологии ремонта (бурения)
ПАО"Верхнечонскнефтегаз"
ОАО"Славнефть"
ООО"Таас-Юрях"
ООО"Бугурусланнефть"
ОАО"НК"РН-Дагнефть"
ООО"РН-Юганскнефтегаз"
ОАО"Удмуртнефть"
ОАО"РН"Ингушнефть"
ОАО"Грознефть"
АО"РН-Няганьнефтегаз"
ПОА"Оренбургнефть"
ООО"РН-Сахалинморнефтегаз"
ООО"РН-Краснодарнефтегаз"
ОАО"Варьеганнефтегаз"
АО"Ванкорнефть"
ОАО"Томскнефть"
ООО"РН-Ставропольнефтегаз""
АО"Самотлорнефтегаз"
ООО"РН-Пурнефтегаз"
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Основной
Неисправность подземного оборудования
15%
10%
Неисправность фонтанной арматуры
10%
Стрежевой 2017
Противофонтанная безопасность
22

3.

ПАО «Варьеганнефтегаз»
Причины происшествия:
- Ликвидация аварии при предыдущем
ремонте (по согласованному с заказчиком
плану работ) в условиях осложнение при
глушении и промывках скважины с
отсутствием сообщения с пластом (в
скважине находился аварийный ЭЦН с
кабелем);
- Прорыв газа на скважине первой категории
с низким пластовым давлением.
15.02.2017 АО «Белорусское УПНП и КРС» (управляемое общество
ООО «РН-Сервис») – газопроявление с возгоранием.
В 00.40 (02.40 мест.) 15.02.2017 на кустовой площадке № 61 Бахиловского
месторождения ПАО «Варьеганнефтегаз» в ходе капитального ремонта
скважины № 277 бригадой № 82 АО «Белорусское УПНП и КРС» (управляемое
общество ООО «РН-Сервис») во время проведения работ по фрезерованию
скважины произошло газопроявление с последующим факельным горением
(высота факела 18 м) и распространением огня (из-за ветра) на буровую емкость,
цементировочный агрегат ЦА-320. Пострадавших нет.
Проведены
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников Обществ и
подрядных организаций по строительству и
капитальным ремонтом скважин.
2. Провести с каждой вахтой УТЗ по сигналу
«Выброс». Провести разбор результатов
УТЗ.
мероприятия по глушению скважины раствором в объеме 608 м³.
Стрежевой 2017
Противофонтанная безопасность
3

4.

ОАО «Грознефтегаз»
Причины происшествия:
19.04.2017 ОАО «Грознефтегаз» – газонефтеводопроявление на скважине
месторождения Северные Брагуны.
В 04.36 19.04.2017г. на находящейся на капитальном ремонте скважине
№32С-Бр месторождения Северные Брагуны Общества Группы произошла
разгерметизация оборудования с выбросом нефтеводогазовой смеси между
трубной плашкой превентора и насосно-компрессорной трубой. Высота
фонтана 2,5-3 м. Пострадавших и возгорания нет. Проведено
тампонирование скважины, выход нефтегазовой смеси прекращён.
Выполнены мероприятия по глушению скважины раствором в объеме 200
м³, газонефтеводопроявление ликвидировано.
Стрежевой 2017
Размыв (разрушение) резиновых элементов
на плашках превентора, что привело к его
разгерметизации.
Мероприятия
для
предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников Обществ и
подрядных организаций по строительству и
капитальным ремонтом скважин.
2. Провести внеплановый инструктаж
работникам
бригад
по бурению
и
капитальному ремонту скважин по теме:
«Герметизация
устья
скважины
при
осложнениях в процессе спускоподъёмных
операциях».
Противофонтанная безопасность
4

5.

АО «Самотлорнефтегаз»
Причины происшествия:
- Использование дефектных обсадных труб;
- Не проведение буровой бригадой
герметизации устья скважины при
обнаружении потери веса обсадной
колонны.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
21.05.2017г. АО «Саматлорнефтегаз» - газонефтеводопроявление на
скважине Самотлорского месторождения.
21.05.2017 на скважине №37283 кустовой площадки №957 Самотлорского
месторождения Общества Группы при проведении технологической
операции по спуску эксплуатационной колонны бригадой мобильного
бурения подрядной организации ООО «Катойл-Дрилинг» произошла потеря
веса с последующим газоводопроявлением, высота фонтана – 10 метров.
Силами бригады подрядной организации герметизацию устья произвести не
удалось. Работники и техника удалены на безопасное расстояние, кустовая
площадка обесточена, остановлены три скважины (дебит 70 тн/сутки).
Жертв и пострадавших нет.
Стрежевой 2017
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников Обществ и
подрядных организаций по строительству и
капитальным ремонтом скважин.
2. Провести внеплановый инструктаж
работникам бригад по бурению и
капитальному ремонту скважин по теме:
«Герметизация устья скважины при
осложнениях в процессе спуска в скважину
эксплуатационной колонны».
Противофонтанная безопасность
5

6.

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
Причины происшествия:
- Использование дефектных обсадных труб;
- Не проведение буровой бригадой
герметизации устья скважины при
обнаружении потери веса обсадной
колонны.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
28.05.2017 ООО «РН-Бурение» (Иркутский филиал) – газопроявление с
возгоранием на скважине ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча».
В 08.00 (14.00 мест.) 28.05.2017 на разведочной скважине №115р
Среднеботуобинского месторождения ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» во
время бурения с отбором керна бригадой Иркутского филиала ООО «РН-Бурение»
произошло газопроявление. Буровой бригадой проведена герметизация устья
скважины. В 08.20 (14.20 мест.) произошла утечка газовоздушной смеси и
возгорание вышечно-лебедочного блока. Пострадавших нет. Буровая установка
обесточена, персонал удален на безопасное расстояние. В результате пожара
повреждена электропроводка вышечно-лебедочного блока, а также обшивка
буровой установки.
Стрежевой 2017
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников Обществ и
подрядных организаций по строительству и
капитальным ремонтом скважин.
2. Провести внеплановый инструктаж
работникам буровых бригад по бурению и
капитальному ремонту скважин по теме:
«Герметизация устья скважины при
осложнениях в процессе спуска в скважину
эксплуатационной колонны».
Противофонтанная безопасность
6

7.

АО «РН-Няганьнефтегаз»
Причины происшествия:
- Обвязка устья скважины для производства
работ по разрядки скважины в нарушении
правил безопасности;
- Разрушение крана высокого давления на
технологической линии разрядки скважины.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
01.06.2017 АО «РН-Няганьнефтегаз» – газопроявление с возгоранием на
скважине АО «РН-Няганьнефтегаз».
В 13.35 мскв. (15.35 мест.) 01.06.2017 на скважине №551р месторождения
«Каменное» при выполнении работ по освоению скважины после ГРП бригадой
КРС ООО «Сибнефтесервис» в процессе разрядки скважины произошел выброс
пластового флюида в окружающую среду через трещину в кране высокого
давления, установленного в 10 м от устья скважины на линии разрядки (шланг
высокого давления) в емкость.
Для ликвидации прписшествия был вызван Сургутский противофонтанный отряд
ФГАУ «АСФ «ЗСПФВЧ».
В результате происшествия разрушений нет, пострадавшие отсутствуют.
Стрежевой 2017
1. Довести информацию об обстоятельствах
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников Обществ и
подрядных организаций по строительству и
капитальным ремонтом скважин.
2.
Провести
проверки
наличия
утвержденных схем обвязки устья скважин
при различных видах работ, включая
разрядку скважмны в процессе ТКРС и
освоения.
3. Исключить использование шланга
высокого давления в качестве линии
глушения и разрядки скважин.
Противофонтанная безопасность
7

8.

АО «Самотлорнефтегаз»
Газоводопроявление
24.06.2017 АО «Самотлорнефтегаз» скважина №4522, кустовая
площадка № 90Б Самотлорского месторождения.
В 08.40 (10.40 мест.) 24.06.2017 на скважине №4522 кустовой площадки №90Б
ЦДНГ-5 Самотлорского месторождения при выполнении бригадой капитального
ремонта скважин (далее – ТКРС) № 176 ЗАО «Ермаковское предприятие по
ремонту скважин» (далее – ЗАО ЕПРС), в периметр Компании не входит,
технологической операции по подъёму НКТ произошло газоводопроявление.
Силами бригады КРС № 176 ЗАО ЕПРС герметизацию устья скважины произвести
не удалось.
В 15.30 (17.30 мест.) 24.06.2017 силами АСФ ООО «Юграпромбезопасность» устье
скважины загерметизировано. Жертв и пострадавших нет.
Стрежевой 2017
Причины происшествия:
- Не долив скважины при подъеме НКТ;
- Не правильные действия персонала
бригады при закрытии превенторной
установки;
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников ОГ Компании
и подрядных организаций, связанных с
технологическими операциями при ТКРС и
освоения скважин.
2. Провести с каждой вахтой ТКРС,
освоения практические УТЗ по действиям
при
возникновении
и
ликвидации
газонефтеводопроявлении.
Противофонтанная безопасность
8

9.

АО «Самотлорнефтегаз»
Газоводопроявление
24.06.2017 АО «Самотлорнефтегаз» скважина №4522, кустовая
площадка № 90Б Самотлорского месторождения.
В 08.40 (10.40 мест.) 24.06.2017 на скважине №4522 кустовой площадки №90Б
ЦДНГ-5 Самотлорского месторождения при выполнении бригадой капитального
ремонта скважин (далее – ТКРС) № 176 ЗАО «Ермаковское предприятие по
ремонту скважин» (далее – ЗАО ЕПРС), в периметр Компании не входит,
технологической операции по подъёму НКТ произошло газоводопроявление.
Силами бригады КРС № 176 ЗАО ЕПРС герметизацию устья скважины произвести
не удалось.
В 15.30 (17.30 мест.) 24.06.2017 силами АСФ ООО «Юграпромбезопасность» устье
скважины загерметизировано. Жертв и пострадавших нет.
Стрежевой 2017
Причины происшествия:
- Не долив скважины при подъеме НКТ;
- Не правильные действия персонала
бригады при закрытии превенторной
установки;
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об обстоятельствах
и предполагаемых причинах происшествия
до сведения всех работников ОГ Компании
и подрядных организаций, связанных с
технологическими операциями при ТКРС и
освоения скважин.
2. Провести с каждой вахтой ТКРС,
освоения практические УТЗ по действиям
при
возникновении
и
ликвидации
газонефтеводопроявлении.
Противофонтанная безопасность
8

10.

Пирамида противофонтанной безопасности ПАО «НК «Роснефть»
Наилучшие
показатели с 2009 г.
1
9
0
2014 г.
Стрежевой 2017
ОФ
ГНВП
ГНВП
без ПУС
0
4
162
2016 г.
ОФ
ГНВП
ГНВП
без ПУС
0
6
49
2017 г.
июнь
Противофонтанная безопасность
10
9

11.

Очень высокая
Частота
события
Высокая
Средняя
Низкая
Очень низкая
Среднее количество дней между ГНВП и ОФ
Динамика риска возникновения ГНВП 2014-2017 гг. ПАО «НК «Роснефть»
20
25
2014
50
16
2017
Стрежевой 2017
2015
2016
100
200
365
1
2
8
11
5
До 70 тыс.руб.
До 150 тыс. руб.
До 300 тыс. руб.
От 300 тыс. до 1000
тыс. руб.
Свыше 1000
тыс.руб.
Среднее количество дней между ГНВП
2014 – 38 дней
2015 – 62 дня
2016 – 104 дня
2017 – 61 день (на сегодня)
202
Материальный ущерб (прямой)
Очень высокая
Высокая
Средняя
Низкая
Очень низкая
Управляемость
11
Противофонтанная безопасность 10

12. 2016 год

Пирамида протифонтанной безопасности ОАО «Томскнефть» ВНК
Открытый
фонтан
ГНВП
ГНВП без
ПУС
Стрежевой 2017
0
0
0
0
13
4
2016 год
2017 год
Противофонтанная безопасность
11

13.

ОАО «Томскнефть» ВНК
Причины происшествия:
- Не герметичность НКТ;
- Отсутствие циркуляции при глушении
скважины в следствии сильного поглощения
жидкости продуктивным горизонтом.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
04.01.2017 ОАО «Томскнефть» ВНК – нефтегазопроявление без потери
управления скважиной.
04.01.2017 Бригада ООО "РН-Сервис" №33 на скважине №941 куста №61
Первомайского месторождения при выполнении работ Глушение скважины
проводилось обратной промывкой ,циркуляция/-/ сбитие СК/-/.При подрыве
ПШ обнаружено две промытости D-1,5мм на 1й НКТ-73мм. При подъём
ВНН-79 получено проявление жидкости (нефть+газ), произвели рубку
кабеля и ГУС замер Ризб НКТ-1.5атм за 10мин на выходе нефть газ разрядка
[-]. Произвели глушение скважины прямой промывкой раствором 1,015 в
V=38м3. Результат положительный.
Стрежевой 2017
При выявлении в процессе глушения не
герметичность
НКТ
и
аномальное
поглощение
жидкости
глушения
продуктивным горизонтом, предусматривать
планом-работ дополнительные промывки.
Противофонтанная безопасность
12

14.

ОАО «Томскнефть» ВНК
12.01.2017 ОАО «Томскнефть» ВНК – нефтегазопроявление без потери
управления скважиной.
12.01.2017 Бригада ООО "ДенКаРС" №6 на скважине №1065 куст №57 Вахского
месторождения при спуске компоновок ПСШ, и позже ПНКТ происходил
переливом раствора 1,18г/см3 по затрубному пространству. После проведения
работ по инициации зарядов и вымыву инициирующего шара не смогли разрядить
скважину, на выходе нефть и газ. Произвели промывку скважины раствором
удельным весом 1,18г/см3, в объеме 33м3. При разрядке скважины на выходе
раствор плотностью 1,04г/см3, избыточное давление составило 14атм. Произвели
глушение скважины с закачкой блокирующего состава (БС), технология ООО
«СНО». Было закачено БС удельным весом 1,20г/см3 в объеме 10м3, продавка
раствором удельным весом 1,18г/см3 в объеме 15м3, после отстоя произведена
разрядка на выходе нефть, газ, раствор плотностью 1,10г/см3 , избыточное
давление 2атм.
Скважину заглушили с применение технологии ООО «СНО», закачено БС
удельным весом 1,29г/см3 в объеме 5м3, продавка раствором удельным весом
1,27г/см3 в объеме 22м3.
Стрежевой 2017
Причины происшествия:
- Влияние скважин ППД;
- Геолого-техническое состояние
эксплуатационной колонны, не
герметичность в интервале 1630-1690м.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1.
Перед
производством
ТКРС
останавливать действующий фонд скважин
ППД оказывающие влияние на данную
скважину за 3 суток до начала ремонта, и на
период ремонта с отображением даты и
время остановки в плане работ.
2. Производить глушение скважины с
применением блокирующих составов и
ВУС.
Противофонтанная безопасность
13

15.

ОАО «Томскнефть» ВНК
05.05.2017 ОАО «Томскнефть» ВНК – нефтегазопроявление без потери
управления скважиной.
05.05.2017 Бригада ООО "ДенКаРС" №24 на скважине №111 куст №27 Вахского
месторождения сбить сбивной клапан не смогла, принято решение разрядить
скважину, сорвать пакер, произвести глушение в два цикла. Глушение проводилось
согласно плана работ раствором удельным весом 1,02г/см3 в объеме 40м3 при
давлении 20атм. Произвели разрядку скважины, и приступили к подъему
оборудования 06.05.2017 года. В процессе подъема 8 НКТ 73мм обнаружили, что
пакер не встал в транспортное положение, шло поршневание. С 7:20 до 7:45
бригада производила истирание резинового уплотнителя пакера с положительным
результатом. При подъеме 21 НКТ73мм начался излив НСЖ, скважину
загерметизировали и замерили избыточное давление, которое составило затрубное
пространство 26атм, в НКТ 28атм. Произвели промывку скважину раствором
удельным весом 1,02г/см3 в объеме 40м3 при давлении 60атм. После промывки
скважина разрядилась, бригада продолжила подъем с постоянным доливом
скважины раствором удельным весом 1,02г/см3. Во время подъема 116 НКТ73мм
начался интенсивный излив раствора удельным весом 1,02г/см3 по затрубному
пространству, скважину загерметизировали и замерили избыточное давление,
которое составило по затрубному пространству 23атм. Геологической службой
ЦДНГ-3 произведен перерасчет удельного веса жидкости глушения по
избыточному давлению. Скважина заглушена раствором удельным весом 1.18г/см3
в объеме 40м3. Результат положительный.
Стрежевой 2017
Причины происшествия:
- Не достоверные геологические данные по
пластовому давлению, а именно в план заказе
указано давление 170атм, в технологическом
режиме на май месяц 2017 года 210атм.
- Просмотрены предыдущие ремонты с 2002 по
2015 годы, скважина глушилась растворами 2002
год 1,18г/см3, 2015 год 1,11г/см3.
- По карте изобар от 01.01.2017 года пластовое
давление 218атм.
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Довести информацию об инциденте до
работников предприятия.
2. В план-заказах на ТКРС указывать
геологические данные актуальной карты изобар,
с учетом фактического удельного веса жидкости
глушение при предыдущем ремонте, анализа
ремонта, вывода на режим и режима
эксплуатации.
3. УДНГ провести внутреннее расследование по
факту
предоставление
некорректных
геологических данных в план-заказе. По итогам
расследования
виновного
привлечь
к
дисциплинарной ответственности.
Противофонтанная безопасность
14

16.

ОАО «Томскнефть» ВНК
Причины происшествия:
- Повреждение сальниковой набивки
кабельного ввода вследствии полета ЭЦН.
25.05.2017 ОАО «Томскнефть» ВНК – нефтегазопроявление без потери
управления скважиной.
25.05.2017 02:30 на пульт ТМ ЦДНГ-9 вышло сообщение об остановке скважин на
32 кусту Игол (всего 5 ЭЦН Qреж=14,3 тн/491 м3) 03:10 Оператор д/н сообщил,
что на скважине 340/32 к. Игол обнаружен свищ с кабельного ввода. В результате
повреждение сальниковой набивки, произошел небольшой выброс жидкости
S=4*4 м2. Произведено растравливание скважины, рубка кабеля, установлена
заглушка на К/В. В 05:20 ГНВП без ПУС ликвидировано. Замазученность кустовой
площадки убрана и утилизирована на шламонакопитель Игольского
месторождения.
Стрежевой 2017
Мероприятия для предотвращения
подобных происшествий:
1. Перевод скважины в коррозионный фонд спуск всей подвески в КСИ с группой
прочности НКТ не менее "N-80".
2. Начальнику УДНГ обеспечить проведение
своевременного ППР НКТ с учётом
корозйности фонда.
Противофонтанная безопасность
15

17.

Происшествие в ООО «СГК-Бурение»
- При производстве работ по спуску эксплуатационной колонны
бригадой по бурению допущено грубейшее нарушение (при
эксплуатации подвесного гидравлического ключа, не был демонтирован
АКБ).
- Так же бурильщиком и супервайзером не был оценён риск не
безопасной работы с гидроключом (страховочный трос не выполняет
функции задержки при обратном вращении ключа).
- Нахождение работников на роторной площадке, без спецодежды.
Стрежевой 2017
Первомайское н.м.р.
дежурному
смены
ЦИТС
поступила
информация
о
получении
травмы
работником подрядной организации ООО
«СГК-Бурение» бурильщиком Горшковым
В.В.
на
кустовой
площадке
№66
Первомайского
н.м.р.
Обстоятельства
происшествия: при спуске колонны получил
удар буровым ключом в область грудной
клетки справа.
(без потери трудоспособности).
Контроль
за
выполнением
работ
осуществляли:
Соколов А.А. – старший буровой
супервайзер по васюганскому региону
РССБиРС УСБиРС ОАО «Томскнефть
ВНК»;
Рамзанов Р.Б. – буровой супервайзер ООО
«НТ-Сервис»;
Зиннатулин Р.Г. – буровой супервайзер
ООО «НТ-Сервис».
Противофонтанная безопасность
16

18.

Разработанные ЛНД
Необходимо обеспечить внесение в действующие и вновь заключаемые договоры с
подрядными (сервисными) организациями, участвующими в реализации данного
бизнес-процесса, условия о неукоснительном соблюдении требований Инструкции
ОАО «Томскнефть» ВНК «По предупреждению возникновения
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном
ремонте, освоении, испытании, ликвидации, консервации, расконсервации и
восстановлении нефтяных и газовых скважин» №П3-05 И-0009 ЮЛ-098 версия
1.00, а также включение данного ЛНД в качестве приложения к договорам.
Стрежевой 2017
Противофонтанная безопасность
17

19.

Разработанные ЛНД
Необходимо обеспечить внесение в действующие и вновь заключаемые договоры с
подрядными (сервисными) организациями, участвующими в реализации данного
бизнес-процесса, условия о неукоснительном соблюдении требований Инструкции
ОАО «Томскнефть» ВНК «По предупреждению возникновения
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении и реконструкции
скважин» №П3-05 И-0008 ЮЛ-098 версия 1.00, а также включение данного ЛНД в
качестве приложения к договорам.
Стрежевой 2017
Противофонтанная безопасность
18

20.

Выводы, предложения
Руководителям структурных подразделений:
- Обеспечить должный контроль за выполнением пунктов предписаний районных
инженеров НВВО.
Ответственный: Главный инженер.
Срок: постоянно.
-
При проведении проверок в рамках 4 – ого этапа производственного контроля,
привлекать в состав комиссии инженеров НВВО.
Ответственный: Начальник УППБОТ.
Срок: согласно графика 4 КПК.
-
При выявлении повторных случаев замечаний, производить приостановки работ до
полного устранения замечаний, с фиксацией в официальной сводке РИТС.
Ответственный: Начальник УСТ и С; Начальник УСБ и РС.
Срок: постоянно.
-
Обеспечить 100% исполнения мероприятий по урокам и молниям.
Ответственный: Все структурные подразделения.
Срок: постоянно.
-
За не выполнение служебных обязанностей наёмными супервайзерами, проводить
претензионную работу с организацией предоставляющей услуги супервайзинга при
бурении, в части не выполнения договорных отношений.
Ответственный: Начальник УСБ и РС.
Срок: постоянно.
- При формировании технического задания, для заключения договоров с подрядными
организациями по ТКРС, ЗБС и Бурению скважин, предусматривать ставку специалиста по
фонтанной безопасности в ОПБ и ОТ.
Ответственный: Кураторы договоров.
Срок: при заключении договоров.
Стрежевой 2017
Противофонтанная безопасность
19

21.

22.

23. Введение

Выброс - кратковременное интенсивное
вытеснение из скважины порции
раствора энергией расширяющего газа.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
23

24. Введение

Открытый фонтан - неуправляемое
истечение пластового флюида через устье
скважины в результате отсутствия,
разрушения, негерметичности запорного
оборудования или грифонообразования
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
24

25. Основные понятия о давлениях в скважине

Гидростатическое давление Рг. - это давление, определяемое весом
столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на
единицу площади:
Рг. = 0,1 ρ g Н г/см² (атм)
Рг. = ρ 0,0981 Н г/см² (бар)
ρ – плотность г/см³ или кг/л;
g – константа;
Н – высота столба раствора в «м» (строго по вертикали).
Пластовое давление Рпл. – это давление флюида в рассматриваемом
пласте.
Избыточное давление в трубах Ризб. – это давление на стояке
(буфере) при закрытой скважине без циркуляции, оно равно разнице
между пластовым и гидростатическим давлением столба раствора в
трубах.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
25

26. Основные понятия о давлениях в скважине

Избыточное давление в обсадной колонне Риз.к. - это давление в
затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины без
циркуляции,
оно
равняется
разнице
между
пластовым
и
гидростатическим давлением столба флюида в затрубном пространстве.
Гидравлическое сопротивление (потери давления) Рг.с. - это
давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид
через данную систему и направлено против потока циркуляции.
Забойное давление Рзаб - это общее давление, на забое скважины,
которое в любых условиях равно:
Рзаб = Рг + Рг.с. + Ризб
(Рг.с. = 20% от общих сопротивлений (затруб); Ризб - дроссель).
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
26

27. Основные понятия о давлениях в скважине

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
27

28. Основные понятия о давлениях в скважине

В соответствии с международными нормативными документами по
контролю и управлению скважиной (Well Control) (API RP 53, API
STANDART 65-PART2) в скважине должен быть применён
двухбарьерный контроль давления: обеспечено наличие в скважине двух
прошедших испытания барьеров – гидростатического и механического.
Нормальным пластовым давлением в соответствии с (Well
Control) считается:
1,0 < РN < 1,07 (плотность воды в Мексиканском заливе)
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
28

29. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

в растворенном состоянии
в виде пузырьков,
относительно жидкости
находящихся
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
в
покое
29

30. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

в виде пузырьков, всплывающих относительно
жидкости (пузырьковый режим всплытия)
в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с
диаметром трубы (снарядный режим всплытия)
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
30

31. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

кольцевой режим, когда газ занимает все сечение
затрубного пространства, что характерно для выбросов и
фонтанов
Скорость пузырькового режима всплытия газа равна 300 - 350 м/час.
Скорость снарядного режима всплытия газа равна 600 - 900 м/час.
Формула Бойля-Мариотта для газа:
PV = const, (величина стремится быть постоянной)
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
31

32. Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и
образовывать газовые пачки;
способностью газовых пачек всплывать в столбе жидкости глушения с
одновременным расширением и вытеснением жидкости из скважины;
способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной
скважине, с сохранением первоначального (пластового) давления.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
32

33. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

82,5
1200
2550
2700
150 300
300
2700
510
300
330
127,5
105
465
285
1500
60
300
y = 1,5 г\см3, Рг= 450 кГС\см2
Глубина скважины 3000 м
ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ ПРИ ВСПЛЫТИИ ПАЧКИ ГАЗА
Р пл = 510
Р заб = 532,5
Р заб = 735
Р заб = 960
G 0 мин
G 30
G 5 час
G 10 час
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
33

34. Условия и причины возникновения ГНВП

Основное условие начала газонефтеводопроявления превышение пластового давления над забойным
Рпл > Рзаб
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
34

35. Причины возникновения ГНВП:

ошибки в определении плотности раствора при проектировании, а
также при составлении плана работ по освоению, испытанию и ремонту
скважин;
недолив скважины при спуско-подъёмных операциях;
поглощение жидкости находящейся в скважине;
глушение скважины перед началом работ неполным объемом или
отдельными порциями;
длительные простои скважины без промывки;
нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или
ремонта скважин;
снижение забойного давления в результате проявления эффектов
поршневания при подъёме инструмента с сальником, а также при
завышенных скоростях подъёма труб;
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
35

36. Причины возникновения ГНВП

уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных
остановках за счёт поступления газа из пласта;
некачественное крепление технических колонн, перекрывающих
газонефтеводонасыщенные напорные горизонты ;
снижение плотности раствора в результате химической обработки ;
снижение гидростатического давления столба раствора из-за
перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и
затрубном пространствах;
недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями
пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его
поддержанию и других факторов.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
36

37. Прямые признаки начавшегося газонефтеводопроявления

увеличение объема промывочной жидкости в приёмных емкостях при
промывке скважины;
увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при
неизменной подаче насоса;
снижение плотности жидкости при промывке скважины;
повышенное газосодержание в жидкости глушения;
уменьшение по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости
при подъёме инструмента;
увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске
труб, по сравнению с расчетным;
перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции;
снижение уровня столба раствора в скважине при технологических
остановках или простое.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
37

38.

Раннее обнаружение
газонефтеводопроявления
Косвенные признаки ГНВП:
Повышенное газосодержание в растворе.
Появление пузырьков газа в жидкости долива.
Увеличение скорости при СПО.
Появление сифона при СПО.
Требования безопасности:
оперативный контроль за объемами раствора в активных емкостях;
оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом раствора во время
СПО;
ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для
предотвращения поршневания (свабирования);
промывка до полного выравнивания параметров раствора (не менее одного цикла);
соблюдение регламента промежуточных промывок.
Всегда надо перепроверять на прямые признаки!
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный
центр"
38

39.

Раннее обнаружение
газонефтеводопроявления
Прямые признаки газонефтеводопроявлений:
В процессе циркуляции:
Увеличение объёма жидкости на выходе из скважины.
Повышение уровня раствора в приёмных емкостях.
Изменение давления на насосе.
В процессе СПО:
Объём доливаемого раствора меньше объёма поднятых труб.
Объём раствора, выходящего из скважины, больше объёма
спущенных труб.
В отсутствии циркуляции и движения колонны труб:
Течение раствора по жёлобу.
Перелив через трубы после тщательной промывки и удаление
флюида из скважины.
Важно! Любое газонефтеводопроявление может привести к
открытому фонтанированию скважины.
ОАО "Томскнефть"
. ВНК "Учебный
центр"
39

40. Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания,
ремонта скважин и специалистов предприятия приёмам и методам
предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;
отсутствие,
неисправность,
низкое
качество
монтажа
противовыбросового оборудования (ПВО) на устье скважины;
неправильная эксплуатация ПВО;
некачественное цементирование обсадных колонн;
несоответствие
конструкции
скважины
горно-геологическим
условиям и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности.
отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных
или бурильных труб;
недостаточная дегазация раствора при газонефтепроявлении;
несвоевременность
обнаружения
возникновения
газонефтеводопроявлений;
низкая производственная дисциплина.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
40

41. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии)
защиты от возникновения открытых фонтанов:
первая линия защиты – предотвращение притока пластового флюида в
скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического
давления столба жидкости;
вторая линия защиты – предотвращение поступления пластового
флюида в скважину за счёт использования гидростатического
давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого фонтана) – ликвидация
газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение
возможности возобновления первой линии защиты.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
41

42. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в
зоне газоносности;
нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в
скважину через нарушения колонны или в результате заколонных
перетоков;
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
42

43. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные
между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с
мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также
находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров
и ближе
нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т;
водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия;
все скважины с отсутствием циркуляции;
разведочные скважины;
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление
выше гидростатического более чем на 10 % .
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
43

44. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений

Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает
гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор менее
100 м3/т;
нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим
гидростатическое не более чем на 10 %.
Категория скважины и степень опасности должна указываться
ответственным за составление (геолог, технолог ЦДНГ) в плане – заказе,
плане работ.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
44

45. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений

Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже
гидростатического;
скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое
давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического;
прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).
Категория скважины, подлежащей освоению, текущему или
капитальному ремонту, определяется геологической службой Заказчика, и
уточняется на момент составления плана работ (плана - заказа).
(Инструкция ОАО «ТН» ВНК Предупреждение возникновения ГНВП № П3-05 И-0009 ЮЛ-098 от 2017г.)
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
45

46. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТНИКАМ И СПЕЦИАЛИСТАМ
Работники, осуществляющие непосредственное руководство и
выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции
скважин, ведению геофизических и прострелочно-взрывных работ
на скважинах, должны проходить подготовку по курсу «Контроль
скважины.
Управление
скважиной
при
ГНВП»
в
специализированных учебных центрах. Проверка знаний и
переподготовка проводятся не реже одного раза в 2 года.
Руководители и специалисты предприятия при посещении
объектов текущего, капитального ремонта, освоения и испытания
скважин, обязаны проводить контрольные учебные тревоги по
сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий
вахты.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
46

47. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТНИКАМ И СПЕЦИАЛИСТАМ
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс»
является основной формой практического обучения рабочих бригад
текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин
первоочередным
действиям
при
газонефтеводопроявлениях.
Периодичность проведения учебных тревог - не реже одного раза
в месяц с каждой вахтой. Результаты проведения и оценка действий
вахты должны отражаться в «Журнале учета проведения учебнотренировочных занятий по сигналу «Выброс». Ответственным за их
проведение является мастер бригады.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
47

48. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К
РАБОТАМ
ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ТЕКУЩЕМ,
Перед началом ремонта скважины, бригада должна быть
ознакомлена с планом работ, «Планом (либо разделом) по
локализации и ликвидации последствий аварий на опасных
производственных объектах (фонда скважин) ОАО «Томскнефть»
ВНК.
Ввод в эксплуатацию устьевого и противовыбросового
оборудования новых типов производится по согласованию с
противофонтанной службой.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
48

49. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К
РАБОТАМ
ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ТЕКУЩЕМ,
Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и
затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного.
Разборка устьевой арматуры производится после визуально
установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки
постоянства уровня в ней.
При перерывах в работе, независимо от их продолжительности,
запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным!
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
49

50. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К
РАБОТАМ
ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ТЕКУЩЕМ,
При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла
поднятых труб более 0,2 м3 подъем должен быть прекращен, и приняты
меры по герметизации устья.
Скважина
должна
быть
обеспечена
запасом
жидкости
соответствующей плотности в количестве: непосредственно на скважине
в блоке долива не менее 4,5 м3 и не менее двух объемов скважины,
находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления
раствора.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
50

51. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К
РАБОТАМ
ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ТЕКУЩЕМ,
Емкость (автоцистерна) должна быть оборудована показывающим
замерным устройством (уровнемером), имеющим градуировку с ценой
деления 0,2 м3 (Инструкция ОАО «ТН» ВНК по ГНВП).
Для
предотвращения
и
ликвидации
возможных
газонефтеводопроявлений емкость долива (автоцистерна) во время
ремонта скважины должна быть постоянно обвязана с затрубным
пространством и обеспечена электронной системой контроля и
регистрации параметров технологической жидкости закачиваемую в
скважину с замером 5 параметров (объем, удельный вес, плотность
раствора и давление, время и дата проведения работ).
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
51

52. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
К
РАБОТАМ
ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
До монтажа оборудования, если это предусмотрено планом,
производится глушение скважины раствором и составляется акт.
Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются
заказчиком и отражаются в плане работ.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше
гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным
расчётам)
сохраняются
условия
фонтанирования
или
газонефтеводопроявлений
при
пластовых
давлениях
ниже
гидростатического.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
52

53. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
К
РАБОТАМ
ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
РАБОТЫ ПО ОЧИСТКЕ ЛИФТОВ СКВАЖИН ОТ ПАРАФИНОВЫХ И ДРУГИХ ОТЛОЖЕНИЙ
Перед началом работ, бригада должна быть ознакомлена с
планом работ, ПЛА и возможными осложнениями и авариями.
Спуск глубинного оборудования, спускаемых на канате,
должен осуществляться только при установленном на устье
скважины противовыбросовым оборудованием,
лубрикатором с герметизирующим сальниковым устройством;
малогабаритным превентором и лубрикатором с
герметизирующим сальниковым устройством;
Технические характеристики противовыбросового оборудования
должны соответствовать условиям работы скважины.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
53

54.

Супервайзинг по ТКРС
(Пункт 6.3. Положение ОАО «Томскнефть» ВНК предупреждение и ликвидация
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин № П3-05 Р-0940 ЮЛ-098).
Документация
В бригадах текущего, капитального ремонта, освоения (испытания)
скважин должны быть следующие документы по предупреждению
возникновения ГНВП и ОФ разработанные предприятием ТКРС и
другими нормативными документами:
(Пункт 10.1. Инструкция ОАО «ТН» ВНК Предупреждение возникновения ГНВП №
П3-05 И-0009 ЮЛ-098 от 2017г.)
Типовой план практических
локализации и ликвидации аварий
действий
в
составе
плана
(при ТКРС приложение №1 к Положению
ОАО «ТН» ВНК).
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
54

55. Раннее обнаружение газонефтеводопроявления

Технические средства и приборы раннего обнаружения ГНВП.
В комплект приборов системы раннего обнаружения ГНВП должны
входить:
устройство для долива скважины;
уровнемеры в приемной и доливной емкостях;
расходомеры на входе и выходе из скважины;
газометры, регистрирующие содержание газа в растворе;
газоанализаторы;
плотномеры на выходе и входе в скважине (ареометр);
индикатор веса; (электронный)
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
55

56. Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

1 метод: «Уравновешенного пластового давления».
Рзаб > Рпл
Рзаб = const
Метод предусматривает обеспечение постоянного забойного
давления, по значению несколько превышающего пластовое на
протяжении всего процесса глушения. При использовании этого метода
поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и
предотвращают возможность его нового поступления на протяжении
всего процесса глушения.
Имеется 4 способа осуществления данного метода.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
56

57. Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

1 способ: «Способ непрерывного глушения скважины». ( в один
цикл)
Скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия, при
постоянном утяжелении раствора, используемого для циркуляции, т.е.
совмещая процесс вымывания пластового флюида с повышением
плотности до необходимых значений.
Данный способ наиболее безопасный, но и наиболее сложный из-за
необходимости построения графика давления в трубах.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
57

58. Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ ГНВП В ТЕЧЕНИЕ ОДНОГО ЦИКЛА
Ризб.к + /\ Р
Ризб.к
Ризб.т
Рн = Ризб.т+Рг`с +
Р
Рк = Рг`с *рк\рн
Ризб.к < Рmax
Рк = Рг`с *рк\рн
Ризб.к < Рmax
Рк = Рг`с *рк\рн
Ризб.к < Рmax
Рк = Рг`с *рк\рн
Ризб.к = 0
Ризб.т = 0
Ризб.к = 0
Рзаб. = Рпл = 0,1рн Н+Ризб.т.
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. +
Рзаб. = 0,1рк Н
Р
Рзаб.= 0,1рк Н
Рзаб. = 0,1рк Н
Рзаб.= 0,1рк Н
Рзаб. = 0,1рк Н
Газовый пузырь
поднялся к блоку
превенторов
Раствор начальной
плотности вымыт
Давление на выкиде насоса
Давление в обсадной колонне
Начало закачки
раствора на
пониженной подаче
Утяжеленный
раствор
достигает долота
Газовй пузырь
вымыт
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
Наблюдение за давлением
на устье открытой
скважины
58

59.

2 способ: «Ожидания и утяжеления».
После закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый
объем раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем
проводят глушение.
Способ весьма опасен, так-как всплывающий по затрубному
пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что
может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пласта.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
59

60.

3 способ: «Двухстадийное глушения скважины»
В начале промывают скважину с противодавлением в целях ее
очистки от пластовых флюидов - стадия вымыва пластового флюида,
затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность раствора в
запасных емкостях и глушат скважину - стадия глушения.
Способ безопасен и нуждается в минимуме расчетов.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
60

61.

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ ГНВП В ТЕЧЕНИЕ ДВУХ ЦИКЛОВ
Рзаб. = Рпл = 0,1рн Н+Ризб.т.
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. + Р
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. + Р
Рк = Рг`с *рк\рн
Рт=0
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. + Р
Рк = 0
Ризб.т + /\ Р
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. + Р
Рк = 0
Рг`с
Ризб.т + /\ Р
Рн -> Рк
Ризб.т + /\ Р
Рmax
Ризб.к + /\ Р
Рн = Ризб.т+Рг`с + Р
Рн = Ризб.т+Рг`с + Р
Рн = Ризб.т+Рг`с + Р
Ризб.к
Ризб.т
Рзаб. = 0,1рк Н
Рзаб. = 0,1рн Н+Ризб.т. + Р
Рзаб. = 0,1рк Н
Давление на
выкиде насоса
Давление в
обсадной
колонне
Газовый пузырь
поднялся к блоку
превенторов
Начало закачки
растовра на
пониженной
подаче
Начало закачки
утяжеленного
растовра при
пониженной
подаче
Газовый пузырь
вымыт
Утяжеленный
раствор
поднялся к
устью
Утяжеленный
раствор
достигает
долота
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
Наблюдение за
устьем
скважины
61

62.

4 способ: «Двухстадийный способ растянутый».
В начале промывают скважину с противодавлением в целях ее
очистки от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают
плотность раствора без прекращения циркуляции. Способ используется
весьма редко.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
62

63.

2 метод: «Ступенчатого глушения скважин».
Используется когда в процессе глушения скважины давление в
колонне перед дросселем станет превышать максимально допустимое в
самой колонне. Тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне
снижается, но одновременно забойное давление становится ниже
пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Дроссель прикрывают и
промывают скважину до следующего пика давления и так далее до тех
пор, пока не заполнят скважину утяжеленным раствором.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
63

64. Технологические особенности ликвидации ГНВП 2-х стадийным способом

Расчет необходимых параметров:
1.
Через 5-10 минут после герметизации устья скважины
определяем:
Ризб.т. - избыточное давление в НКТ;
Ризб.к. – избыточное давление в колонне;
Vo (увеличение объема раствора в приемной емкости).
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
64

65. Технологические особенности ликвидации ГНВП 2-х стадийным способом

2. Расчетным путем определяем начальное давление на насосе:
Рн = Ризб.т + Рг.с. + P (атм)
( Р - из таблицы)
3. Расчет необходимого удельного веса:
YК = YH + [10*(Ризб.т + Р)]/ Н]
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
[г/см³]
65

66. Технологические особенности ликвидации ГНВП 2-х стадийным способом

4. Определяем конечное давление на насосе после достижения
утяжеленного раствора забоя:
Рк = Рг.с. * (YK/YH ) [атм]
Во время глушения скважины обычно используют пониженную
подачу насоса, равную половине подачи до проявления. Если подача до
проявления была менее 15 л/сек (Q < 15 л/сек) и давление при этом не
превышало 100 атм., то глушение ведут не меняя подачи.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
66

67. Рабочая карта глушения

по управлению скважины при ГНВП.
Рабочая карта - это план, по которому производится управление
скважиной при ГНВП.
Карта состоит из трех частей:
1. основная информация;
2. расчет технических параметров;
3. содержит операции по ликвидации ГНВП и действия каждого члена
вахты.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
67

68. Требования безопасности при глушении скважины

глушение скважины может быть начато только после оформления 2-х
стороннего акта о приеме скважины в ремонт;
глушение скважин происходит как правило в светлое время суток, в
особых случаях глушение может быть произведено в ночное время, при
освещенности скважины не менее 26 люкс;
перед глушением необходимо проверить исправность всех задвижек и
фланцевых соединений на устьевом оборудовании, а также наличие
протока жидкости на выкидной линии от скважины;
агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны
на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабины
должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины.
Выхлопные трубы должны быть оборудованы искрогасителями, агрегат
должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами;
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
68

69. Требования безопасности при глушении скважины

в процессе глушения запрещается крепление каких-либо узлов
агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Манометры
должны быть установлены на агрегате и выкидной линии;
при глушении скважин давление прокачки не должно превышать
давление опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины;
разборку промывочной линии следует начинать только после
снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом
задвижка на фонтанной арматуре должна быть закрыта;
заглушенная скважина должна находится в ожидании ремонта не
более 36 часов. При более длительном простое, скважина должна быть
заглушена повторно до начала ремонтных работ;
после окончания всех работ составляется акт на глушение скважины.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
69

70. Действие бригады при возникновении фонтана

Первоочередные действия производственного
возникновении открытого фонтана:
персонала
остановить двигатели внутреннего сгорания (ДВС);
отключить силовые и осветительные линии электропитания;
отключить электроэнергию в загазованной зоне;
при
потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи
скважины;
прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также
другие действия, способные вызвать искрообразование;
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
70

71. Действие бригады при возникновении фонтана

обесточить все производственные объекты (трансформаторные
подстанции, СКН и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне;
оповестить руководство предприятия, противофонтанную службу и
пожарную охрану о возникновении открытого фонтана;
прекратить движение на прилегающих к скважине дорогах,
установить предупреждающие знаки и посты охраны;
прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее
пределы;
при возможном перемещении загазованности на другие объекты или
населенные пункты принять меры по своевременному оповещению
работников и населения.
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
71

72.

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"
72

73.

Спасибо за внимание!
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"