Категория: Инструкции
Процесс промывки скважин от накопившегося в ней песка заключается в том, что в скважину спускают до пробки колонну насосно-компрессорных труб, являющихся в данном случае колонной промывочных труб, и нагнетают в них под давлением промывочную жидкость, которая размывает пробку и выносит размытую породу на поверхность. В качестве промывочной жидкости применяют нефть или воду. Воду применяют в том случае, если при промывке водой в области фильтра не возникают затруднения в дальнейшем освоении и эксплуатации скважины. Когда пробка имеет значительную высоту и промывка водой в области фильтра вызывает осложнения при дальнейшем освоении и эксплуатации, скважину следует промывать водой до фильтра, а фильтр - нефтью. [2]
Процесс промывки скважин от накопившегося в них песка заключается в том, что в скважину нагнетают под давлением промывочную жидкость, которая размывает пробку и выносит размытую породу на поверхность. [3]
В процессе промывки скважины давление увеличивается из-за возникновения сопротивления движению жидкости в кольцевом пространстве. [4]
В процессе промывки скважин шеной выносимые из призабойной зоны песчаные фракции свободно проходили через дросселирующий лапал, оседая в сборных емкостях, и к цементировочному агрегату поступала чистая пенообразующая жидкость. [5]
В процессе промывки скважины пузырьки газа и капельки нефти проскальзывают в движущийся поток. Происходит постепенная очистка каналов в призабойной зоне, создаются благоприятные условия для движения пластовбй жидкости в скважине, и пласт начинает работать. [6]
В процессе промывки скважины пузырьки газа и капельки нефти проскальзывают в движущийся поток. Происходит постепенная очистка каналов в призабойной зоне, создаются благоприятные условия для движения пластовой жидкости к скважине, и пласт начинает работать. [8]
Гидравлический расчет процесса промывки скважины. как правило, не вызывает затруднений, так как после обработки бурового раствора его реологические параметры практически остаются постоянными 15 течение продолжительного периода. [9]
Для оптимизации процесса промывки скважин за рубежом часто применяют понятие рабочего окна, ограничения для которого задаются проектом. Графически рабочее окно представляет собой границы регулирования свойств буровых растворов и режимных параметров промывки. Пока свойства бурового раствора и скорости циркуляции не выходят за пределы рабочего окна, осложнения в стволе будут минимальными. При недостаточной информации о разрезе скважины оптимизируют обычно скорость проходки интервала. При этом вначале решается задача минимизации осложнений при бурении, а затем - задача максимизации в этих условиях механической скорости проходки. [10]
Для оптимизации процесса промывки скважины необходимо располагать критерием, позволяющим оценить качество очистки и определить условия полной очистки забоя от шлама. Известен целый ряд таких критериев, предложенных различными авторами. [11]
Точность гидравлического расчета процесса промывки скважины зависит в первую очередь от достоверности исходной информации. [13]
Обязательным требованием к процессу промывки скважин является выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. [14]
Под требованиями к процессу промывки скважин понимают требования к буровым растворам и режимным параметрам промывки, при которых достигаются наилучшие технико-экономические показатели бурения. Часто эти требования оказываются противоречивыми, и на практике по возможности максимизируют желательные функции процесса промывки и буровых растворов, но минимизируют нежелательные функции. Таким образом, используя общий подход к решению этой задачи, в конкретном случае выбирают экономически наиболее выгодное сочетание технологических параметров промывки, при которых достигается минимальная стоимость скважины при максимально возможной коммерческой скорости бурения одним станком. [15]
Страницы: 1 2 3 4
Поделиться ссылкой:
Ваша скважина промыта, но это еще только пол дела. Надо скважину хорошо прокачать.
Частый вопрос – сколько нужно прокачивать скважину? На этот вопрос никто точного ответа не даст. Иногда день ,иногда неделя, а если скважина новая может занять больше месяца(если скважина новая). Прокачивать нужно до визуально чистой воды. Небольшое количество песка и мути допустимо для воды которую используют для полива и технических целей.
Если вода используется в питьевых целях нужно качать до чистой воды. Одно можно сказать точно – чем больше качаете – тем быстрее скважина прокачается и вода станет чистой.
Каким насосом нужно прокачивать скважину?
В скважинах должны использоваться специальные погружные скважинные насосы. Наиболее подходящим вариантом являются погружные винтовые насосы или центробежные насосы с «плавающими рабочими колесами». Их же можно использовать и для дальнейшего водоснабжения. Производительность у них не очень большая. Они могут пропустить небольшое количество песка и глины. Некоторые пытаются прокачать скважину вибрационными насосами (кстати ни в одной инструкции к ним не указано, что они скважинные). Прокачка такими насосами ни к чему хорошему не приводят. Глина и песок продолжают поступать в скважину еще сильнее ,за счет вибрации которую создает при работе такой насос. Нередки случаи заиливания скважины вместе с насосом. Тогда насос застревает. Незадачливые хозяева начинают тянуть и отрывают насос и он остается в скважине. Силой пытаться вытащить застрявший насос категорически запрещается. Оторванный насос достать очень трудно. Надо промыть глину или песок которые заилили насос, а уже потом пытаться вытащит насос. Полностью оторванные насосы достают специальными уловителями.
Как устанавливать насос?
Прежде всего нужно сказать ,что надо правильно подбирать производительность насоса. Нельзя ставить слишком мощный насос. Параметры насоса должны подходить к скважине. Иначе насос будет слишком быстро выкачивать воду из скважины. Придется ждать чтоб она набралась. Насос должен быть надежно соединен со шлангом. Страховочный трос должен быть прочным. Нужно соединить вместе кабель, шланг и трос стяжками или изолентой. Насос нужно устанавливать примерно в 0,5 – 1м от дна (забоя) скважины. В артезианских скважинах технология установки иная. Нужно учитывать ,что процесс прокачивания скважины длительный. На это может уйти много времени. При прокачивании не оставляйте насос без внимания, особенно в первые часы.
Как часто надо промывать скважину?
Обычно периодичность определяется моментом от прошлой промывки до возникновения проблем.
В местности, где отсутствует центральное водоснабжение, потребность в воде может быть обеспечена с помощью скважины. Если скважина оборудована насосной станцией, можно пользоваться водой практически аналогично с теми, кто обеспечен водопроводом. Однако неизбежно возникает проблема. Даже, если вода, как вам кажется, достаточно чистая, в процессе использования любая скважина засоряется, заиливается. Напор подачи снижается, а еще спустя время, вода перестает поступать совсем.
Спустя, примерно, два-пять лет обязательно возникает необходимость провести мероприятия для прочистки скважины. Способов очистки несколько, в каждом можно отметить положительные стороны, но недостатки также имеются.
Необходимо для очистки скважины:
1. Если наблюдается слабый напор, вода поступает вместе с воздухом, кран «чихает», можно предположить, что начинается процесс заиливания скважины. Следует по первому сигналу заняться прочисткой. Сделать это будет легче, чем когда дождетесь случая полного засорения и прекращения подачи. Иногда в такой ситуации справиться с очисткой не получается, приходится даже бурить совсем новую скважину.
2. Специалисты, которых приглашали для бурения скважины, справятся с привычной работой наиболее эффективно. Они обладают как профессиональным чутьем, так и мощными компрессорами. Обычно ими дается гарантия. Стоит посчитать, покупка компрессора обойдется дешевле или оплата работы.
3. Для самостоятельной прочистки, обзаведитесь компрессором, мощностью 12 очков или более. Компрессором производится продув скважины, а более эффективно производить продув под давлением воды.
4. Для продува на трубу надевается вакуумная заглушка, к заглушке присоединяется шланг. Накачанный до максимума компрессор выпускает воздух. Процедура повторяется неоднократно.
5. Если желаемого результата, очистки фильтра не достигли, надо использовать давление воды. Здесь пригодится большая емкость воды. С ее помощью под давлением промывается фильтр. Как правило, промывка водой помогает. Но, если фильтр засорен отложениями извести или солями железа, все способы прочистки могут и не помочь.
6. Есть радикальный способ, помогающий при любых засорах, но разрушающий трубы. Купите аккумуляторную кислоту, залейте в скважину. При этом пригодятся очки и респиратор, работайте в перчатках. После заливки скважина плотно закрывается. Детей держите подальше, домашних животных тоже.
7. Через два дня, в очках, перчатках, используя респиратор, подсоединив насос, спускайте воду шесть часов. Для хозяйства вода после этого пригодна, а для питья пригодна только через месяц профильтрованная тройным фильтром.
Заказать консультацию и расчет
1.2. Трубным испытателем пластов разрешается исследование скважины любой категории в открытом стволе и (или) в колонне для поиска продуктивных пластов в перс.
ПТЭ и птбэ - Правила технической эксплуатации и Правила техники. По безопасности при ГИС в процессе бурения скважин;. По безопасности при исследованиях фонда скважин для контроля разработки залежей известью нефти и газа. Последнюю перед спуском ИПТ промывку скважины выполнять в объеме. Плотность нормального глинистого раствора в зависимости от требуемого гидростатического давления должна быть в пределах 1,08-1,45 г/см3; аэрированного (насыщенного воздухом) 0,7- 0,9 г/см3; утяжеленного (с добавкой порошка барита или гематита) до 2,30 г/см3. Плотность промывочной жидкости измеряют ареометрами постоянного объема. Вязкость глинистых растворов. Под вязкостью понимается внутреннее трение, существующее между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга с различной скоростью. Условная вязкость определяется при помощи стандартного полевого визкозиметра (СПВ-5). Чаще применяются растворы, 500 см3 которых вытекают за 18-24 с (вязкость 18- 24 с). Для борьбы с поглощением применяются растворы повышенной вязкости (40-80 с и более). Содержание песка в глинистом растворе. При значительном. Миграция нефти и газа. Нефтяная. Глава 2. Техника по технике безопасности при промывке скважины нефтью и технология бурения нефтяных и газовых скважин (Ю.А. Нифонтов). Очистка забоя скважин способом промывки. Техника безопасности при проведении канатных работ.
«Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве
116-ФЗ и Положением о Госгортехнадзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от г. 841 (Измененная редакция, Изм. 1) При подготовке Правил учтены предложения и рекомендации предприятий нефтяной и газовой промышленности, машиностроительных заводов, разрабатывающих и изготавливающих оборудование и инструмент для нефтегазового комплекса, научно-исследовательских и проектных институтов, территориальных органов Госгортехнадзора России, международных организаций и компаний. Настоящие Правила вводятся в действие с г. С введением в действие настоящих Правил считать утратившими силу «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утвержденные Госгортехнадзором России г. И Дополнения и изменения к ним, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 22. 1.1. Область распространения, сфера действия и цель Правил.
по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений
и открытых фонтанов при бурении нефтяных и газовых
Настоящая инструкция разработана на основании требований «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» (РД 08-254-98) с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири.
При подготовке настоящей Инструкции использованы Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03), нормативно-техническая база в области предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, заключения органов государственного надзора и контроля.
Основными целями настоящей Инструкции являются организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающих предприятий.
При выполнении работ по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов следует руководствоваться «Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов», согласованной письмом Госгортехнадзором России от 29.07.2003 № 10-03/800, утвержденной первым заместителем Министра энергетики РФ и заместителем Председателя ОАО «Газпром».
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Газонефтеводопроявление (ГНВП) - вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью противовыбросового оборудования.
1.2. Открытый фонтан (ОФ) - это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований.
Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а также прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.
Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.
ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН ЛЕГЧЕ ПРЕДУПРЕДИТЬ,
2. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
2.1. Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.
2.2. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:
2.2.1. Недостаточная плотность бурового раствора вследствие ошибки при проектировании или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора буровой бригадой.
2.2.2. Недолив скважины при подъеме бурильного инструмента или простое.
2.2.3. Поглощение бурового раствора.
2.2.4. Подъем бурильного инструмента с сальником (эффект поршневания).
2.2.5. Высокая скорость подъема или спуска колонны труб.
2.2.6. Установка жидкостных ванн для ликвидации прихвата без выполнения соответствующих расчетов.
2.2.7. Снижение плотности бурового раствора в результате химической обработки.
2.2.8. Длительные простои без промывки скважины.
2.2.9. Высокое значение вязкости и СНС бурового раствора.
2.2.10. Разрушение обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска.
2.2.11. Нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью.
2.2.12. Некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
2.3. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
2.3.1. Способностью к диффузии, т.е. проникновению через фильтрационную корку на стенках скважины в буровой раствор и, путем накопления в нём, образовывать газовые пачки.
2.3.2. Способностью газовых пачек к всплытию в столбе бурового раствора с одновременным расширением и вытеснением раствора из скважины.
2.3.3. Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
3. РАННЕЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
3.1. Основными признаками начавшегося газонефтеводопроявления являются:
3.1.1. Перелив бурового раствора из скважины при отсутствии циркуляции.
3.1.2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
3.1.3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче буровых насосов.
3.1.4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.
3.1.5. Увеличение объема вытесняемого из скважины раствора при спуске труб по сравнению с расчетным.
3.1.6. Снижение плотности бурового раствора при бурении или промывке скважины.
3.1.7. Повышенное газосодержание в буровом растворе.
3.1.8. Увеличение механической скорости бурения.
3.1.9. Уменьшение давления на насосах.
3.2. При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных признаков ГНВП могут быть ликвидированы силами буровой бригады. В случае появления признаков газонефтеводопроявления буровая бригада должна действовать в строгом соответствии с «Инструкцией по действию буровой вахты при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».
Необходимо помнить, что любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.
4. ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ
4.1. Недостаточная обученность персонала буровых бригад и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
4.2. Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям бурения и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
4.3. Некачественное цементирование обсадных колонн.
4.4. Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
4.5. Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
4.6. Отсутствие устройств для перекрытия канала бурильной или обсадной колонны.
4.7. Недостаточная дегазация раствора при газонефтеводопроявлении.
4.8. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.
4.9. Низкая производственная дисциплина.
5. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ
5.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению.
5.2. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
- первая линия защиты – предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
- вторая линия защиты – предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет 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.
6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
6.1. Конструкция скважины должна соответствовать горно-геологическим условиям месторождений, требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и технического проекта на строительство скважины.
6.2. Перед установкой противовыбросового оборудования (ПВО) на устье скважин, имеющих в своей конструкции две и более обсадные колонны, колонны обвязываются между собой колонными головками.
6.3. Изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию с проектировщиком и местным органом Ростехнадзора. Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.
6.4. Монтаж ПВО на устье скважин, его эксплуатация и обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции по монтажу и эксплуатации, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы монтажа и «Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой», согласованной с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
6.5. Импортное ПВО может быть использовано при наличии разрешения Ростехнадзора на применение этого оборудования на территории Российской Федерации, а также технической документации изготовителей на русском языке.
6.6. Ввод в эксплуатацию устьевого и противовыбросового оборудования новых типов производится по согласованию с противофонтанной службой.
6.7. Опрессовку обсадных колонн с установленным противовыбросовым оборудованием, цементного кольца за колонной, межколонного пространства необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой», «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность» и технического проекта на строительство скважины.
6.8. После монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя организации, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
6.9. Перед вскрытием продуктивных пластов исправность противовыбросового оборудования проверяется буровым мастером или механиком с соответствующей регистрацией результатов проверки в вахтовом журнале. На объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: «Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Недолив скважин – путь к фонтану!».
6.10. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа (15 кгс/см 2 );
- 5% для интервалов от 1200 м и до проектной глубины, но не более 2,5-3,0 МПа (25-30 кгс/см 2 ).
6.11. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.
6.12. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под ведущей трубой шарового крана.
Диаметр верхней части бурильной колонны должен соответствовать размеру установленных в превенторе плашек.
6.13. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается проводить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
6.14. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
6.15. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
6.16. На буровой должен быть необходимый запас промывочной жидкости.
6.17. При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости, который фиксируется в вахтовом журнале. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через каждые 0,5 м 3. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.
6.18. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
6.19. При длительных простоях скважины без промывки перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в геолого-техническом наряде.
При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины без наблюдения.
6.20. При длительных простоях скважины спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.
6.21. При наличии вскрытых пластов, склонных к газонефтеводопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях.
6.22. Во время установки нефтяных ванн или закачки буферной жидкости при цементировании обсадных колонн должно быть обеспечено противодавление на продуктивные пласты согласно установленным требованиям.
6.23. При спуске обсадных колонн необходимо ограничить скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов, обеспечить своевременный долив и проведение промежуточных промывок.
6.24. С целью предотвращения грифонов, межколонных проявлений и межпластовых перетоков следует соблюдать мероприятия по качественному разобщению пластов.
6.25. Устье законченных бурением скважин должно быть оборудовано в соответствии со схемой, утвержденной техническим руководителем бурового предприятия и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Запрещается бурение очередных скважин на кусте без герметизации ранее пробуренных.
6.26. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». Переподготовка проводится не реже одного раза в три года.
6.27. Ежеквартально с персоналом буровых бригад должен быть проведен инструктаж по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов согласно программе периодического инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия.
6.28. Чтобы своевременно предупредить аварию и принять наиболее эффективное решение для ее ликвидации, рабочие предприятий должны в совершенстве знать особенности возможных аварий и иметь необходимую практическую подготовку. Подготовка персонала непосредственно на производственных объектах при помощи тренировок (учебных тревог) имеет весьма важное значение для ликвидации аварии в ее начальной стадии. Известны случаи, когда в момент угрозы открытого фонтанирования даже опытные буровые бригады совершали беспорядочные действия. Поэтому практика в ликвидации имитируемых проявлений и навыки по герметизации устья способствуют выработке уверенности в действиях при аварийной ситуации.
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» является основной формой практического обучения рабочих бригад бурения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность проведения учебных тревог - не реже одного раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является буровой мастер.
6.29. Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов бурения обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий вахты.
6.30. Каждый случай ГНВП должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами буровых бригад, специалистами предприятия.
6.31. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб и действовать в соответствии с «Инструкцией по действию буровой вахты при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».
6.32. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством специалистов предприятия по специальному плану.
6.33. После герметизации устья при газонефтеводопроявлении необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков в узлах и соединениях ПВО.
6.34. В буровых бригадах должны быть следующие документы по противофонтанной безопасности:
- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;
- схема монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины;
- Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой;
- руководство по эксплуатации или инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, разработанная изготовителем этого оборудования;
- Инструкция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве нефтяных и газовых скважин;
- Инструкция по действию буровой вахты при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- журнал учета проведения учебных тревог;
- ведомость противовыбросового оборудования с соответствующими паспортами, актами, сертификатами, перечень которых изложен в «Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой»;
- Порядок выдачи специального разрешения на бурение скважины после монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования;
- План ликвидации аварий;
- Регламент на опрессовку ПВО совместно с обсадной колонной;
- Положение о порядке организации, взаимодействия и ведения одновременного производства работ на кусте скважин.
По незатронутым в инструкции вопросам следует руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и иными нормативными документами по противофонтанной безопасности.
