Загерметизировать устье скважины.

1. Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.

2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

3. Машинист останавливает ДВС, по возможности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из опасной зоны.

4. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВОпо особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

Раздел X. Воспламенившийся газонефтяной выброс

Бурильщик принимает срочные меры по выводу людей в безопасное место, сообщает диспетчеру об аварии, отключат электроэнергию, оказывает первую доврачебную помощь пострадавшим.
Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.
Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся силами ВО и пожарных по особому плану, разработанному штабом.

тема 6.1 Первоочередные действия персонала ЦДНГ при возникновении аварийных ситуаций

1. При невозможности герметизации устья скважины в случае обрыва полированного штока:

· сообщить диспетчеру об аварии;

· остановить работу СК аварийной скважины и при необходимости соседние скважины;

· отключить ТП и при необходимости ЛЭП;

· закрыть движение транспорта и выставить знаки;

· провести КВС;

· загерметизировать устье, при необходимости с привлечением службы ВО.

При нарушении герметичности кабельного ввода

· сообщить диспетчеру;

· остановить работу ЭЦН и вывесить плакат на станции управления;

· подтянуть сальник кабельного ввода и устранить пропуск.

3. При порыве выкидной линии:

· сообщить диспетчеру;

· вывести людей из опасной зоны;

· остановить скважину, закрыть задвижки на выкидную линию;

· закрыть движение транспорта и выставить знаки;

· провести КВС;

· принять меры к недопущению растекания нефти;

· ликвидировать порыв или заменить выкидную линию.

4. При порыве нефтесборного коллектора:

· сообщить диспетчеру;

· вывести людей из опасной зоны;

· остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор;

· закрыть движение транспорта и выставить знаки;

· принять меры к недопущению растекания нефти.

5. При разрушении СК (обрыв траверсы, шатуна, канатной подвески):

· сообщить диспетчеру;

· отключить станцию управления и выесить плакат;

· дальнейшие работы по восстановлению работы скважины выполняются аварийной службой.

6. При возникновении пожара на устье скважины, АГЗУ:

· сообщить диспетчеру;

· вывести людей из опасной зоны;

· отключить электроэнергию на ТП;

· перекрыть поступление нефти и газа из скважины на АГЗУ;

· принять меры к недопущению нефти и газа из скважины на АГЗУ;

· принять меры к недопущению растекания нефти и распространении пожара;

· дальнейшие работы по ликвидации аварии ведутся пожарной службой и УДНГ.

Тема 7.Технические средства и приборы раннего

обнаружения газонефтеводопроявлений

Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это-

· Уровнемеры различных конструкций.

· Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

· Приборы для определения плотности жидкости.

· Приборы для определения изменения давления.

· Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Тема 8. Технико-технологические требования

По предупреждению ГНВП.

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

- жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

- жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

- жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

- жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

- жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

- содержание мех.примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

- подтоварной водой (технической);

- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

- сеноманской водой.

2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные

эмульсии)

3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3-6 м³.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

(формула 1)

где: g_жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

· Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

· Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

· При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

· На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

(формула 2)

где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

· На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

· Для глушения, (к примеру) используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения Плотность, г/см³

Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор хлористого кальция До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

· Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

(формула 3)

где: М_р - количество реагента, кг;

g_р - удельный вес реагента, г/см3

(g_жг - удельный вес жидкости глушения, г/см3

g_в - удельный вес воды, используемой для приготовления

жидкости глушения, г/см³

V_р - требуемый объем жидкости глушения, м³

Удельные веса NaCl - 2,15 г/cм³ (2 150 кг/м³)

CaCl₂ - 2,20 г/см³ (2 200 кг/м³)

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в "Приложение-1".

· Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см³.

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м²

До 1300 1300-1800 более 1800

До 1 200

До 2 600

До 4 000