Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях презентация

и ОФ

ГНВП и ОФ 2009-2017 гг.
57 ГНВП и ОФ

Стрежевой 2017

Противофонтанная безопасность 2

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.
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.

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 по глушению скважины раствором в объеме 608 м³.

Стрежевой 2017

ПАО «Варьеганнефтегаз»

Противофонтанная безопасность 3

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».

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

ОАО «Грознефтегаз»

Противофонтанная безопасность 4

герметизации устья скважины при обнаружении потери веса обсадной колонны.
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 спуска в скважину эксплуатационной колонны».

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

АО «Самотлорнефтегаз»

Противофонтанная безопасность 5

герметизации устья скважины при обнаружении потери веса обсадной колонны.
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 буровых бригад по бурению и капитальному ремонту скважин по теме: «Герметизация устья скважины при осложнениях в процессе спуска в скважину эксплуатационной колонны».

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

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Противофонтанная безопасность 6

скважины в нарушении правил безопасности;
- Разрушение крана высокого давления на технологической линии разрядки скважины.
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 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.

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

АО «РН-Няганьнефтегаз»

Противофонтанная безопасность 7

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.

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

АО «Самотлорнефтегаз»

Противофонтанная безопасность 8

Газоводопроявление

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.

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

АО «Самотлорнефтегаз»

Противофонтанная безопасность 8

Газоводопроявление

показатели с 2009 г.

Стрежевой 2017

Противофонтанная безопасность 9

дней между ГНВП
2014 – 38 дней
2015 – 62 дня
2016 – 104 дня
2017 – 61 день (на сегодня)

2014

2017

Стрежевой 2017

Противофонтанная безопасность 10

11

2016 год

Открытый фонтан

ГНВП

ГНВП без ПУС

2017 год

в следствии сильного поглощения жидкости продуктивным горизонтом.
Мероприятия для предотвращения подобных происшествий:
При выявлении в процессе глушения не герметичность НКТ и аномальное поглощение жидкости глушения продуктивным горизонтом, предусматривать планом-работ дополнительные промывки.

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

ОАО «Томскнефть» ВНК

Противофонтанная безопасность 12

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.

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

ОАО «Томскнефть» ВНК

Противофонтанная безопасность 13

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.

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

ОАО «Томскнефть» ВНК

Противофонтанная безопасность 14

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.

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

ОАО «Томскнефть» ВНК

Противофонтанная безопасность 15

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».

- 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.

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.

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.

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

Выводы, предложения

Противофонтанная безопасность 19

нефть, вода или их смеси) в ствол скважины, непредусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте.

Выброс - кратковременное интенсивное вытеснение из скважины порции раствора энергией расширяющего газа.

через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, негерметичности запорного оборудования или грифонообразования

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"

- 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"

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"

"Учебный центр"

в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости

виде пузырьков, всплывающих относительно жидкости (пузырьковый режим всплытия)

в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия)

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)

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"

над забойным

Рпл > Рзаб

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

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"

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"

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"

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!

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.
.

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"

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

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"

СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

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"

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

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"

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

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"

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

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 учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс». Ответственным за их проведение является мастер бригады.

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

СКВАЖИН

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

СКВАЖИН

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

СКВАЖИН

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

СКВАЖИН

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

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"

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

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 действий в составе плана локализации и ликвидации аварий (при ТКРС приложение №1 к Положению ОАО «ТН» ВНК).

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

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"

Раннее обнаружение газонефтеводопроявления

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"

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"

Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

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"

Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

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"

Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

целях ее очистки от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность раствора без прекращения циркуляции. Способ используется весьма редко.

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

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"

Ликвидация ГНВП Методы и способы глушения скважины

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"

Рг.с. + P (атм)
 
( Р - из таблицы)
 
3. Расчет необходимого удельного веса:
 
Yк = Yh + [10*(Ризб.т +  Р)]/ Н] [г/см³]
 

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

Технологические особенности ликвидации ГНВП 2-х стадийным способом

= 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"

Технологические особенности ликвидации ГНВП 2-х стадийным способом

- это план, по которому производится управление скважиной при ГНВП.

Карта состоит из трех частей:
основная информация;
расчет технических параметров;
содержит операции по ликвидации ГНВП и действия каждого члена вахты.

ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

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"

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"

Требования безопасности при глушении скважины

фонтана:

остановить двигатели внутреннего сгорания (ДВС);

отключить силовые и осветительные линии электропитания;

отключить электроэнергию в загазованной зоне;

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"

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"

Действие бригады при возникновении фонтана