какие действия следует предпринять прежде всего при потере первичного управления скважиной
Дополнительные причины потери первичного управления скважиной
На плавучих средствах, кроме указанных в параграфе 3.1 причин, следующие два явления могут вызвать потерю первичного управления скважиной:
· Сальник, который приведет к дополнительному свабированию в ходе СПО.
· Аварийное разъединение или разрыв “райзера” возле блока превенторов скважины с последующим опорожнением райзера. Уменьшение гидростатического давления в скважине будет :
Примечание: Для большей безопасности можно считать, что разъединение произойдет на уровне морского дна.
Такое уменьшение давления будет тем значительнее, чем больше будет плотность бурового раствора и глубина моря. В случае небольшой глубины моря и низкой плотности бурового раствора, запас безопасности, входящий в плотность бурового раствора, с учетом, среди прочего, свабирования, может быть достаточным для поддержания первичного управления скважиной.
По мере возможности, следует учитывать “запас прочности райзера”, чтобы сохранить первичное управление скважиной в случае аварийного уменьшения гидростатического давления в скважине.
ГЛАВА 4. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
В случае обнаружения проявления пластового флюида необходимо осуществить определенные операции (как правило):
· Закрыть скважину, чтобы остановить приток флюида и оценить необходимые для управления скважиной параметры.
· Удалить пластовый флюид, проникший в скважину, сохраняя при этом у забоя избыточное давление относительно давления залежи (чтобы исключить риск нового притока флюида) или с помощью бурового раствора исходной плотности, или же с утяжеленным буровым раствором. Пока в скважине не установится гидростатическое равновесие, циркуляция будет вестись с использованием дросселя.
В случае притока флюида при бурении (аномально высокое рпор относительно исходного гидростатического давления) используется метод бурильщика или метод ожидания и утяжеления. В случае притока флюида при СПО может понадобиться использование метода спуска под давлением и измерения объемов. В особых случаях (см. параграфы 4 и 6) может потребоваться разгрузка скважины (газ из залежей на малой глубине) или задавка пластового флюида в пласт (задавка “в лоб”).
4.2 Закрытие скважины
Решение об остановке работ, наблюдении и возможном закрытии скважины относится к компетенции бурильщика. В соответствии с полученными от супервайзера инструкциями, если возникают малейшие сомнения, он должен без колебаний закрыть скважину. В случае появления предупреждающих признаков необходимо установить наблюдение за скважиной после:
· остановки вращения бурильной колонны
· установки первого замка бурильной трубы примерно в метре над ротором (чтобы иметь возможность легкого развинчивания и обеспечения закрытия трубных плашек),
· остановки насоса в последнюю очередь чтобы сохранить влияние потерь давления в кольцевом пространстве на забойное давление.
Различные процедуры в соответствии с предписаниями по стандарту API RP59 рассмотрены ниже.
4.2.1. При установившемся состоянии скважины
После наблюдения в течение 1/4 часа, убедившись в надежности различной информации (в частности, это касается типа предупреждающего признака), супервайзер может восстановить циркуляцию и текущие операции, сохраняя бдительность. Указанные 1/4 часа даны лишь в качестве примера, так как время наблюдения может быть дольше, учитывая особые условия конкретного бурения (характеристика залежи, тип используемого бурового раствора, тип пластового флюида).
4.2.2 Если в скважине есть поглощение
Циркуляцию следует вести с малым расходом, чтобы сохранить заполнение кольцевого пространства буровым раствором, контролируя при этом расход на выходе (при необходимости, заполнить кольцевое пространство водой).
4.2.3. Если скважина переливает
В зависимости от обстановки и проявления пластового флюида, может понадобиться прямое осуществление этого этапа без предварительного наблюдения. Существует два метода:
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Какие действия следует предпринять прежде всего при потере первичного управления скважиной
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
РАЗРАБОТАНА специалистами Госгортехнадзора России Ю.А.Дадоновым, В.И.Ефименко, Ассоциации буровых подрядчиков Е.А.Чеблаковым, В.А.Глебовым, АО «Росшельф» А.Г.Шеломенцевым, И.М.Сидоренко, Т.И.Ильвовым
В разработке Инструкции принимали участие ТОО «Коми-Куэст», ОАО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», ЗАО «Оренбургбурнефть», АО «Прикаспийбурнефть», ООО «Компания Полярное Сияние», ОАО «Нефтяная компания «ЮКОС», ЗАО «Нобель Ойл»
Ответственные разработчики: Е.А.Иванов, Ю.А.Дадонов, А.А.Шестаков, В.И.Ефименко, А.Б.Доценко, И.Е.Журавлев, Ю.Ф.Карабанов
УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 31.12.98 N 80
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности (производственная, проектная, научно-исследовательская, конструкторская и т.д.) и форм собственности, включая иностранные, действующие на территории Российской Федерации и осуществляющие разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений.
1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.
1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли, утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России 22.06.95 г., и нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.
1.4. На основании требований настоящей Инструкции, других нормативных документов предприятия разрабатывают необходимую техническую документацию по обеспечению предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в конкретных условиях с учетом специфики проводимых работ.
1.5. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.
1.6. В соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности основных производственных объектов» предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством) собственные профессиональные аварийно-спасательные службы (формирования).
Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно-спасательные формирования из числа своих работников.
1.7. Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).
1.8. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.
С вводом ее в действие Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности, утвержденная Госгортехнадзором России 22.06.95 г. и Минтопэнерго России 01.07.95 г., утрачивает силу.
2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
И СПОСОБЫ ИХ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ
(ЛИНИИ ЗАЩИТЫ ОТ ОТКРЫТОГО ВЫБРОСА)
2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений
2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:
ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;
разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
2.2. Причины возникновения открытых фонтанов
2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям.
2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.
2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.
2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).
2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.
2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.
2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.
2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско-подъемных операциях.
2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.
2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.
2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.
2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.
2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений
Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:
несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;
повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
повышение газосодержания в промывочной жидкости;
снижение плотности бурового раствора;
поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
увеличение вращающего момента на роторе;
снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
2.4. Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)
2.4.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
2.4.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.
3.2. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации газонефтеводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.
3.3. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
3.4. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
3.5. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:
Универсальный алгоритм оказания первой помощи
Общая последовательность действий на месте происшествия с наличием пострадавших
Согласно Универсальному алгоритму первой помощи в случае, если человек стал участником или очевидцем происшествия, он должен выполнить следующие действия:
1. Провести оценку обстановки и обеспечить безопасные условия для оказания первой помощи:
1) определить угрожающие факторы для собственной жизни и здоровья; 2) определить угрожающие факторы для жизни и здоровья пострадавшего; 3) устранить угрожающие факторы для жизни и здоровья; 4) прекратить действие повреждающих факторов на пострадавшего; 5) при необходимости, оценить количество пострадавших; 6) извлечь пострадавшего из транспортного средства или других труднодоступных мест (при необходимости); 7) переместить пострадавшего (при необходимости).
2. Определить наличие сознания у пострадавшего.
При наличии сознания перейти к п. 7 Алгоритма; при отсутствии сознания перейти к п. 3 Алгоритма.
3. Восстановить проходимость дыхательных путей и определить признаки жизни:
1) запрокинуть голову с подъемом подбородка; 2) выдвинуть нижнюю челюсть (при необходимости); 3) определить наличие нормального дыхания с помощью слуха, зрения и осязания; 4) определить наличие кровообращения путем проверки пульса на магистральных артериях (одновременно с определением дыхания и при наличии соответствующей подготовки). При наличии дыхания перейти к п. 6 Алгоритма; при отсутствии дыхания перейти к п. 4 Алгоритма.
4. Вызвать скорую медицинскую помощь, другие специальные службы
Вызвать скорую медицинскую помощь, другие специальные службы, сотрудники которых обязаны оказывать первую помощь в соответствии с федеральным законом или со специальным правилом (по тел. 03, 103 или 112, привлекая помощника или с использованием громкой связи на телефоне).
5. Начать проведение сердечно-легочной реанимации путем чередования:
1) давления руками на грудину пострадавшего; 2) искусственного дыхания «Рот ко рту», «Рот к носу», с использованием устройств для искусственного дыхания. При появлении признаков жизни перейти к п. 6 Алгоритма.
6. При появлении (или наличии) признаков жизни выполнить мероприятия по поддержанию проходимости дыхательных путей одним или несколькими способами:
1) придать устойчивое боковое положение; 2) запрокинуть голову с подъемом подбородка; 3) выдвинуть нижнюю челюсть.
7. Провести обзорный осмотр пострадавшего и осуществить мероприятия по временной остановке наружного кровотечения одним или несколькими способами:
1) наложением давящей повязки; 2) пальцевым прижатием артерии; 3) прямым давлением на рану; 4) максимальным сгибанием конечности в суставе; 5) наложением жгута.
8. Провести подробный осмотр пострадавшего в целях выявления признаков травм, отравлений и других состояний, угрожающих его жизни и здоровью, осуществить вызов скорой медицинской помощи (если она не была вызвана ранее):
1) провести осмотр головы; 2) провести осмотр шеи; 3) провести осмотр груди; 4) провести осмотр спины; 5) провести осмотр живота и таза; 6) осмотр конечностей; 7) наложить повязки при травмах различных областей тела, в том числе окклюзионную (герметизирующую) при ранении грудной клетки; 8) провести иммобилизацию (с помощью подручных средств, аутоиммобилизацию, с использованием медицинских изделий); 9) зафиксировать шейный отдел позвоночника (вручную, подручными средствами, с использованием медицинских изделий); 10) прекратить воздействие опасных химических веществ на пострадавшего (промыть желудок путем приема воды и вызывания рвоты, удалить с поврежденной поверхности и промыть поврежденные поверхности проточной водой); 11) провести местное охлаждение при травмах, термических ожогах и иных воздействиях высоких температур или теплового излучения; 12) провести термоизоляцию при отморожениях и других эффектах воздействия низких температур.
9. Придать пострадавшему оптимальное положение тела
Для обеспечения ему комфорта и уменьшения степени его страданий.
10. Постоянно контролировать состояние пострадавшего и оказывать психологическую поддержку
Наличие сознания, дыхания и кровообращения
11. Передать пострадавшего бригаде скорой медицинской помощи
Передать пострадавшего бригаде скорой медицинской помощи, другим специальным службам, сотрудники которых обязаны оказывать первую помощь в соответствии с федеральным законом или со специальным правилом при их прибытии и распоряжении о передаче им пострадавшего, сообщив необходимую информацию.
Какие действия следует предпринять прежде всего при потере первичного управления скважиной
«О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации»
В целях обеспечения эффективности мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации Правительство Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемые:
Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации;
изменения и дополнения, которые вносятся в Постановление Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. N 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 35, ст. 3582).
2. Рекомендовать органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации создавать реестры загрязненных нефтью и нефтепродуктами территорий и водных объектов с целью определения размеров ущерба и потенциальной опасности этих загрязнений для населения и окружающей природной среды.
3. Настоящее постановление не применяется в случае разливов нефти и нефтепродуктов во внутренних морских водах и в территориальном море.
(п. 3 введен Постановлением Правительства РФ от 14.11.2014 N 1188)
от 15 апреля 2002 г. N 240
ОРГАНИЗАЦИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
И ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НА ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
3. Перечень организаций (согласно их отраслевой принадлежности) утверждается федеральным органом исполнительной власти по согласованию с Министерством Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России.
4. Организации обязаны:
создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проводить аттестацию указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями (службами), выполняющими работы по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, имеющими соответствующие лицензии и (или) аттестованными в установленном порядке;
немедленно оповещать в установленном порядке соответствующие органы государственной власти и органы местного самоуправления о фактах разливов нефти и нефтепродуктов и организовывать работу по их локализации и ликвидации;
иметь резервы финансовых средств и материально-технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
обучать работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов;
содержать в исправном состоянии технологическое оборудование, заблаговременно проводить инженерно-технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и нефтепродуктов и (или) снижение масштабов опасности их последствий;
принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти и нефтепродуктов;
разрабатывать декларацию промышленной безопасности опасных производственных объектов;
организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте;
проводить корректировку планов при изменении исходных данных;
допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;
иметь в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта;
создавать и поддерживать в готовности системы обнаружения разливов нефти и нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения.
5. С целью определения необходимого состава сил и специальных технических средств на проведение мероприятий организациями осуществляется прогнозирование последствий разливов нефти и нефтепродуктов и обусловленных ими вторичных чрезвычайных ситуаций. Прогнозирование осуществляется относительно последствий максимально возможных разливов нефти и нефтепродуктов на основании оценки риска с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, времени года, суток, рельефа местности, экологических особенностей и характера использования территорий (акваторий).
Целью прогнозирования является определение:
возможных масштабов разливов нефти и нефтепродуктов, степени их негативного влияния на население и объекты его жизнеобеспечения, на объекты производственной и социальной сферы, а также на объекты окружающей природной среды;
границ районов повышенной опасности возможных разливов нефти и нефтепродуктов;
последовательности, сроков и наиболее эффективных способов выполнения работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.
6. Планирование действий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов и доведению остаточного содержания углеводородов в окружающей природной среде до допустимого уровня, отвечающего соответствующим природно-климатическим и иным особенностям территорий, целевому назначению и виду использования земель, водных объектов, участков лесного фонда, иных природных объектов, осуществляется на основе результатов прогнозирования последствий максимально возможного разлива нефти и нефтепродуктов, данных о составе имеющихся на объекте сил и специальных технических средств, а также данных о профессиональных аварийно-спасательных формированиях (службах), привлекаемых для ликвидации разливов.
Целью планирования действий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов является определение необходимого состава сил и специальных технических средств для локализации разливов в сроки, указанные в пункте 7 настоящих Правил, а также для организации последующих работ по их ликвидации.
Для уточнения масштабов разливов нефти и нефтепродуктов, сложившейся обстановки и прогнозирования ее развития создаются оперативные группы специалистов соответствующего профиля.
При разливах нефти и нефтепродуктов, приобретающих региональное и федеральное значение, Министр Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий вправе принять решение о созыве Межведомственной комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций.
8. Мероприятия считаются завершенными после обязательного выполнения следующих этапов:
прекращение сброса нефти и нефтепродуктов;
сбор разлившихся нефти и нефтепродуктов до максимально достижимого уровня, обусловленного техническими характеристиками используемых специальных технических средств;
размещение собранных нефти и нефтепродуктов для последующей их утилизации, исключающее вторичное загрязнение производственных объектов и объектов окружающей природной среды.
Последующие работы по ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, реабилитации загрязненных территорий и водных объектов осуществляются в соответствии с проектами (программами) рекультивации земель и восстановления водных объектов, имеющими положительное заключение государственной экологической экспертизы.
Указанные работы могут считаться завершенными при достижении допустимого уровня остаточного содержания нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в почвах и грунтах, донных отложениях водных объектов, при котором:
исключается возможность поступления нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в сопредельные среды и на сопредельные территории;
допускается использование земельных участков по их основному целевому назначению (с возможными ограничениями) или вводится режим консервации, обеспечивающий достижение санитарно-гигиенических нормативов содержания в почве нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) или иных установленных в соответствии с законодательством Российской Федерации нормативов в процессе самовосстановления почвы (без проведения дополнительных специальных ресурсоемких мероприятий);
обеспечивается возможность целевого использования водных объектов без введения ограничений.
9. При обнаружении загрязнения нефтью и нефтепродуктами объектов окружающей природной среды, произошедшего в результате хозяйственной деятельности прошлых лет, специально уполномоченный федеральный орган исполнительной власти в области охраны окружающей среды проводит расследование причин загрязнения.
Организации, на территории которых находятся источники такого загрязнения, должны организовать контроль и наблюдение за загрязненным объектом окружающей природной среды и его возможным влиянием на объекты жизнеобеспечения населения, а также осуществить необходимые мероприятия.
Работы по ликвидации загрязнения нефтью и нефтепродуктами объектов окружающей природной среды, произошедшего в результате хозяйственной деятельности прошлых лет, осуществляются в соответствии с проектами (программами) рекультивации земель, восстановления объектов окружающей природной среды, имеющими положительное заключение государственной экологической и санитарно-эпидемиологической экспертизы в соответствии с законодательством Российской Федерации.
10. Сбор и обмен информацией о разливах нефти и нефтепродуктов, а также своевременное оповещение населения о связанных с ними чрезвычайных ситуациях осуществляются в соответствии с Порядком сбора и обмена в Российской Федерации информацией в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 марта 1997 г. N 334 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 13, ст. 1545).
11. Отчет о завершении работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а также предложения по реабилитации территорий (акваторий) и других загрязненных объектов подготавливаются комиссиями по чрезвычайным ситуациям с участием при необходимости территориальных органов Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, Министерства транспорта Российской Федерации, Министерства здравоохранения Российской Федерации, Министерства природных ресурсов Российской Федерации, Министерства сельского хозяйства Российской Федерации, Федерального горного и промышленного надзора России, Государственного комитета Российской Федерации по рыболовству, Министерства энергетики Российской Федерации и Федеральной службы России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. Отчет и предложения представляются в указанные федеральные органы исполнительной власти, а также в орган исполнительной власти субъекта (субъектов) Российской Федерации, на территории которого (которых) произошел разлив нефти и нефтепродуктов.
от 15 апреля 2002 г. N 240
ИЗМЕНЕНИЯ И ДОПОЛНЕНИЯ,
КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОТ 21 АВГУСТА 2000 Г. N 613
«О НЕОТЛОЖНЫХ МЕРАХ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ
АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»
1. В пункте 3 слова: «в 3-месячный срок» исключить, а слова: «осуществляющих добычу, переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов» заменить словами: «осуществляющих разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку, хранение нефти и нефтепродуктов».
2. В Основных требованиях к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденных указанным Постановлением:
а) пункт 2 дополнить абзацем следующего содержания:
б) пункт 3 изложить в следующей редакции:
«3. Разливы нефти и нефтепродуктов классифицируются как чрезвычайные ситуации и ликвидируются в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В зависимости от объема и площади разлива нефти и нефтепродуктов на местности, во внутренних пресноводных водоемах выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:
В зависимости от объема разлива нефти и нефтепродуктов на море выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:
Исходя из местоположения разлива и гидрометеорологических условий категория чрезвычайной ситуации может быть повышена»;
в абзаце третьем слова: «осуществляющими добычу, транспортировку, переработку и хранение нефти и нефтепродуктов» заменить словами: «осуществляющими разведку месторождений, добычу нефти, а также переработку, транспортировку, хранение нефти и нефтепродуктов»;
дополнить пункт абзацем следующего содержания:
«Требования к разработке и согласованию планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, определяемые Министерством Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, согласовываются с федеральными органами исполнительной власти, осуществляющими регулирование деятельности в соответствующей сфере»;
г) пункт 7 изложить в следующей редакции:
«7. Отчет о проведении работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов должен содержать следующие сведения:
причина и обстоятельства разливов нефти и нефтепродуктов;
описание и оценка действий органов управления при устранении источника утечки, локализации и ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов;
оценка эффективности сил и специальных технических средств, применяемых в ходе работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
затраты на проведение работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, включая расходы на локализацию, сбор, утилизацию нефти и нефтепродуктов и последующую реабилитацию территории;
расходы на возмещение (компенсацию) ущерба, нанесенного водным биологическим ресурсам;
уровень остаточного загрязнения территорий (акваторий) после выполнения работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;
состояние технологического оборудования организации, наличие предписаний надзорных органов об устранении недостатков его технического состояния, нарушений норм и правил промышленной безопасности;
предложения по дополнительному оснащению формирований (подразделений) организации и профессиональных аварийно-спасательных формирований (служб).
Указанный отчет с приложением к нему необходимых карт (планов), расчетов, графиков, других справочных материалов хранится в соответствующих комиссиях по чрезвычайным ситуациям не менее пяти лет».
Дополнительные причины потери первичного управления скважиной
На плавучих средствах, кроме указанных в параграфе 3.1 причин, следующие два явления могут вызвать потерю первичного управления скважиной:
· Сальник, который приведет к дополнительному свабированию в ходе СПО.
· Аварийное разъединение или разрыв “райзера” возле блока превенторов скважины с последующим опорожнением райзера. Уменьшение гидростатического давления в скважине будет :
Примечание: Для большей безопасности можно считать, что разъединение произойдет на уровне морского дна.
Такое уменьшение давления будет тем значительнее, чем больше будет плотность бурового раствора и глубина моря. В случае небольшой глубины моря и низкой плотности бурового раствора, запас безопасности, входящий в плотность бурового раствора, с учетом, среди прочего, свабирования, может быть достаточным для поддержания первичного управления скважиной.
По мере возможности, следует учитывать “запас прочности райзера”, чтобы сохранить первичное управление скважиной в случае аварийного уменьшения гидростатического давления в скважине.
ГЛАВА 4. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
В случае обнаружения проявления пластового флюида необходимо осуществить определенные операции (как правило):
· Закрыть скважину, чтобы остановить приток флюида и оценить необходимые для управления скважиной параметры.
· Удалить пластовый флюид, проникший в скважину, сохраняя при этом у забоя избыточное давление относительно давления залежи (чтобы исключить риск нового притока флюида) или с помощью бурового раствора исходной плотности, или же с утяжеленным буровым раствором. Пока в скважине не установится гидростатическое равновесие, циркуляция будет вестись с использованием дросселя.
В случае притока флюида при бурении (аномально высокое рпор относительно исходного гидростатического давления) используется метод бурильщика или метод ожидания и утяжеления. В случае притока флюида при СПО может понадобиться использование метода спуска под давлением и измерения объемов. В особых случаях (см. параграфы 4 и 6) может потребоваться разгрузка скважины (газ из залежей на малой глубине) или задавка пластового флюида в пласт (задавка “в лоб”).
4.2 Закрытие скважины
Решение об остановке работ, наблюдении и возможном закрытии скважины относится к компетенции бурильщика. В соответствии с полученными от супервайзера инструкциями, если возникают малейшие сомнения, он должен без колебаний закрыть скважину. В случае появления предупреждающих признаков необходимо установить наблюдение за скважиной после:
· остановки вращения бурильной колонны
· установки первого замка бурильной трубы примерно в метре над ротором (чтобы иметь возможность легкого развинчивания и обеспечения закрытия трубных плашек),
· остановки насоса в последнюю очередь чтобы сохранить влияние потерь давления в кольцевом пространстве на забойное давление.
Различные процедуры в соответствии с предписаниями по стандарту API RP59 рассмотрены ниже.
4.2.1. При установившемся состоянии скважины
После наблюдения в течение 1/4 часа, убедившись в надежности различной информации (в частности, это касается типа предупреждающего признака), супервайзер может восстановить циркуляцию и текущие операции, сохраняя бдительность. Указанные 1/4 часа даны лишь в качестве примера, так как время наблюдения может быть дольше, учитывая особые условия конкретного бурения (характеристика залежи, тип используемого бурового раствора, тип пластового флюида).
4.2.2 Если в скважине есть поглощение
Циркуляцию следует вести с малым расходом, чтобы сохранить заполнение кольцевого пространства буровым раствором, контролируя при этом расход на выходе (при необходимости, заполнить кольцевое пространство водой).
4.2.3. Если скважина переливает
В зависимости от обстановки и проявления пластового флюида, может понадобиться прямое осуществление этого этапа без предварительного наблюдения. Существует два метода:
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Какие действия следует предпринять прежде всего при потере первичного управления скважиной
Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин
Дата введения 2001-03-01
2 ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации.
4 СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором России письмом статс-секретаря-первого заместителя начальника Госгортехнадзора России Иванова Е.А. N 02-35/332 от 26.10.99 г.
5 СОГЛАСОВАНО с Министерством природных ресурсов РФ письмом заместителя министра Мазура В.Б. N ВМ-27/5096 от 27.10.99 г.
1 Область применения
Настоящий руководящий документ устанавливает единые правила проведения геолого-технологических исследований на предприятиях топливно-энергетического комплекса, независимо от форм собственности и ведомственного подчинения.
Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.
ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.
Настоящая Инструкция определяет цели и задачи службы ГТИ, область применения, организационную структуру, технические требования на подготовку скважин, рекомендуемые к применению комплексы исследования, вопросы техники безопасности при производстве работ.
В Инструкции приводятся основные условия производства работ, критерии оценки качества исследований, требования к оформлению результатов исследований и порядок передачи их Заказчику. Непосредственным Заказчиком у Производителя работ по ГТИ являются недропользователи или операторы, которым недропользователи передают работы по использованию недр (разведочные, добывающие предприятия, имеющие выданную в установленном порядке лицензию на осуществление соответствующих видов деятельности).
2 Нормативные ссылки
РД 39-0147716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе бурения», Уфа 1987 г.
«Методические указания по расчету норм и расценок на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ (МУ ГИС-98)»*, утвержденным Минтопэнерго, Минприроды, РАО Газпром 1998 г.
Приток происходит, когда определенный объем пластового флюида попадает в скважину.
Первичное управление скважиной состоит в сохранении положительного дифференциального давления в зоне проницаемых пористых пород только за счет столба жидкости соответствующей плотности.
Приток флюида является свидетельством потери первичного управления скважиной.
Первостепенное значение имеет непрерывное сохранение первичного управления скважиной в процессе операций бурения, заканчивания и капитального ремонта скважины. Для обеспечения этого управления необходимо предпринимать все возможные усилия. Потеря его (за исключением некоторых редких случаев) требует применения вторичного управления скважиной (см. главу 4).
Приток флюида может быть вызван :
· Увеличением порового давления. Плотность бурового раствора становится недостаточной вблизи или при вскрытии проницаемой пористой породы с аномально высоким давлением.
· При уменьшении давления бурового раствора в скважиневследствие уменьшения его плотности или по причине снижения высоты столба жидкости в скважине, или же при исчезновении потерь давления при остановке циркуляции.
· При свабировании скважины (хотя это является причиной снижения давления в скважине, свабирование будет рассматриваться отдельно).
3.1.1 Повышение порового давления
Это происходит при бурении (или каротаже) близи или при вскрытии пористой проницаемой породы с аномально высоким давлением. Плотность бурового раствора становится недостаточной для удержания пластовых флюидов в пласте.
В случае наличия переходной зоны дифференциальное давление постепенно понижается. Если же, напротив, такая зона не существует, дифференциальное давление внезапно падает при вскрытии пласта с аномальным давлением.
Частный случай: В процессе бурения эксплуатационной скважины с одной и той же площадки существует риск пересечения со скважиной, находящейся в эксплуатации. В этом случае мало вероятно, что плотность бурового раствора будет достаточна для обеспечения первичного управления скважиной.
Рис. 3.1. Изменение дифференциального давления в зависимости от порового давления
3.1.2 Уменьшение давления в скважине за счет бурового раствора
Давление в определенной точке кольцевого пространства зависит от плотности, высоты столба промывочной жидкости и потерь давления между рассматриваемой точкой и поверхностью. Уменьшение одного из этих параметров ведет к снижению давления на забое.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Какие действия следует предпринять прежде всего при потере первичного управления скважиной
перейти к странице
Массы Рас запись закреплена
Ответы на билеты по ГНВП
2. Правила ликвидации проявлений.
При первых признаках проявления следует:
— отключить электроэнергию;
— загерметизировать устье скважины противовыбросовым оборудованием;
— сообщить диспетчеру ПРС;
1. Своевременно обнаружить ГНВП, определить вид его флюида.
2. Загерметизировать устье скважины.
3. Зарегистрировать Ризб в НКТ и Ризб в затрубном пространстве.
4. Определить Vо.
5. В минимально короткий срок приступить к глушению скважины.
6. Правильно выбрать способ глушения скважины.
7. В процессе глушения поддерживать условие, чтобы Рзаб было больше Рпл.
8. В процессе подготовительных работ проводить промывку с целью снижения Ризб за счет вымывания флюида и особенно газа.
3.Что относится к устьевому оборудованию?
К устьевому оборудованию относится фонтанная арматура для фонтанирующих или нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. ФА представляет собой соединение различных крестовиков, тройников, задвижек, кранов. Между фланцами- кольца из специальной малоуглеродистой стали.
ФА состоит из трубной головки и елки:
— трубная головка монтируется на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации затрубья;
— елка предназначена для направления жидкости на выкидные линии, для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при бурении или промывке с установленным на устье плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» все работы на скважине немедленно прекращаются. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Трубы подвешиваются так, чтобы гладкое тело трубы было напротив плашек, голова трубы должна находиться на таком уровне, чтобы было удобно навернуть дополнительный инструмент, приспособление. Плашки на теле трубы закрываются вручную, наворачивается обратный клапан или шаровый кран (в открытом положении). Закрывается задвижка на центральном патрубке. После закрывается затрубная задвижка. Сообщается диспетчеру и ведется наблюдение за ростом давления. Дальнейшие работы вести по особому плану.
1. Газопроявление. Понятие, особенности возникновения, осложнения при ликвидации.
1. Подъем газа в закрытой скважине при невозможности его вымыва.
При этом пачка газа всплывает к устью из-за разности плотности раствора и газа, давление в ней сохраняется близкое к пластовому. На забое давление растет за счет увеличения столба жидкости, остающегося под пачкой. При подходе к устью Рзаб=2Рпл за счет фильтрации раствора в газовый пласт.
Опасность- высокое давление, возможность гидроразрыва водоносного и нефтяных пластов. Скорость пачки- 150-200 м/час, а максимальная при расчетах 300 м/час.
х Р=5атм хРу=140атм х Ру=280атм
Рпл=330 атм Рзаб=465атм Рзаб=605атм
2. Подъем газа в открытой скважине.
Объем газа в открытой скважине подчиняется закону Бойля-Мариотта, т.е. произведение давления на объем- постоянно. При подъеме пачки газа в открытой скважине верхняя граница пачки движется с постоянным ускорением, при этом забойное давление падает сначала незначительно, но при подходе пачки к устью скважины возникает дисперсия пласта и в скважину поступает новая пачка газа.
Глубина 3000 м.
После выброса пачки, пришедшей на устье, и жидкой перемычки происходит открытое фонтанирование чистым газом. При открытом устье объем газа увеличивается в десятки раз. Из-за малой вязкости газ проникает в любые негерметичные соединения устьевого оборудования.
Опасность- отравление персонала, угроза взрыва и пожара. При наличии газовых пластов ПВО опрессовывается воздухом или инертным газом.
2. Признаки раннего обнаружения ГНВП.
— увеличение объема промывочной жидкости в емкости долива;
— уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме НКТ;
— повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;
— движение жидкости при остановке в работе.
3. Назначение и типы колонных головок.
Колонные головки предназначены для обвязки верхних концов сменных обсадных колонн, выступающих над устьем, с целью герметизации кольцевого пространства между ними.
ГКК- головка колонная клиновая.
ОКК- оборудование колонн клиновое.
ОКК состоит из корпуса, в корпус заворачивается патрубок с фланцем, на котором установлен задвижка с глухим фланцем и манометром. Подвеска эксплуатационной колонны выполняется на 2-х и 3-х клиньях, связанных между собой шарнирно, и имеющих синхронное перемещение.
Герметизация межтрубного пространства выполнена двухярусными самоуплотняющими пакерами. Промежуточные колонны уходят в потай корпуса.
ГКК эксплуатационная колонна подвешивается на 4-х клиньях, не связанных с собой. Герметизация межтрубного пространства достигается узлом уплотнения, состоящим из обоймы, 2-х резиновых уплотнительных колец, массивного резинового уплотнителя, металлического кольца и нажимной гайки, через которую болтами прижимают резиновый элемент и обойму. ЭК обрезается и приваривается к катушке. Опрессовывается на давление Рпроб=Рраб.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Где и как часто проводят контроль воздушной среды?
Контроль воздушной среды проводится газоанализатором «Анкат» или «УГ-2» в начале рабочей смены.
При ГНВП анализ проводится каждый час.
1-ая точка отбора проб – у культ будки.
2-ая точка отбора проб – инструментальная будка.
3-я точка отбора проб – емкость долива.
4-ая точка отбора проб – устье скважины.
Билет №3
1. Жидкостное проявление. Понятие, особенности возникновения.
При жидкостном проявлении устьевое давление будет меньше пластового на величину противодавления флюида в скважине. Протекает гораздо медленнее, чем газовое.
2. Признаки позднего обнаружения ГНВП.
К поздним признакам ГНВП относятся:
— запах газа;
— кипение промывочной жидкости;
— падение плотности;
— увеличение содержания газа.
3. Назначение и типы плашечных превенторов.
Плашечные превентора и предназначены для герметизации скважины с целью предупреждения выброса, отрытого фонтанирования, как при наличии колонны труб, так и без нее. Позволяет загерметизировать устье скважины с помощью плашек. В каждом конкретном случае устанавливается необходимый размер плашек под конкретный диаметр труб, либо глухие. По способу управления делятся на механические и гидравлические.
По проходному отверстию стандарт предусматривает диаметры: 180, 230, 280, 350, 425, 510мм. По рабочему давлению: 140, 210, 350, 700 атм.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при подъеме инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Газоанализатор « Анкат 7631». Назначение, устройство.
Газоанализатор (ГА) предназначен для определения в воздухе концентрации сероводорода и выдачи аварийной сигнализации при превышении ПДК.
ГА является одноканальным,носимым прбором непрерывного действия с диффузионным способом отбора пробы.
Конструктивно ГА состоит из: блока аккумуляторов, расположенного под крышкой;
платы измерительной; электрохимической ячейки: платы индикации. На передней панели ГА расположен индикатор(светодиод) красного цвета. В верхней части передней панели расположен цифровой жидкокристаллический индикатор. На боковой панели ГА расположены – кнопка включения(красная), кнопки управления(белые) в т. ч. для выключения; кнопка сервисного режима(синяя).
1. Причины снижения противодавления на пласт.
— использование бурового раствора или жидкости глушения с заниженной плотностью, чем предусмотрено в проекте;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
— снижение плотности бурового раствора при его химической обработке;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
— уменьшение забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
— снижение забойного давления в результате эффектов поршневания при подъеме колонны труб с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и геологических параметров бурового раствора;
— разгазирование раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
— разрушение обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;
— нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
— некачественное крепление технических колонн, перекрывающих нефтегазоводонасыщенные напорные горизонты.
2. Жидкости, применяемые для глушения скважин.
Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:
— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;
— предотвращение образования стойко водонефтяной эмульсии и набухания глин;
— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата твердой фазы промывочной жидкости;
— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.
Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.
Глинистые растворы при КПРС применяются редко, т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим. реагенты.
Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы при КПРС, но имеют ряд существенных недостатков: