Формирование ГНВП

Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», пункт 97:

Работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, ведению геофизических и прострелочно-взрывных работ на скважинах, раз в 2 года должны дополнительно проходить проверку знаний по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП».

В нефтяной промышленности данный вид обучение, чаще всего можно услышать как «Обучение на ГНВП». ГНВП – это сокращено газонефтеводопроявления.

Качественное обучение ГНВП  при работе на объектах нефтегазового комплекса снижает риск аварий связанный с возникновением выбросов и открытых нефтегазовых фонтанов, которые наносят огромный вред экологии нашей планеты. И конечно финансовая составляющая возникновения открытых фонтанов для государства и нефтяных организаций просто колоссальное!

Вспомним 1985 год скважину №37 на Тенгизе, которая в результате ряда технологических ошибок работников буровой произошел выброс, который впоследствии перешел в неуправляемый открытый газонефтяной фонтан с последующим воспламенением. Аварию не могли ликвидировать более 1 года, а вокруг скважины из песка образовалось стекло, такая была высокая температура горения. В те годы  СССР не обладало высокотехнологичным оборудованием для ликвидации аварий такого рода, и только с помощью зарубежных технологий авария была ликвидирована.

Газонефтеводопроявления, выбросы, открытые неуправляемые фонтаны 99,9% происходят по вине работников, а именно их плохой обученности по данному направлению, также, если работник не знает первых признаков ГНВП, а при малейшей опасности (выбросе) «его и след уже простыл на скважине»,  не знание первоочередных действий при возникновении ГНВП и т.п., все это приводит к авариям на скважинах такого рода.

Учебный центр «Академик» имеет высококвалифицированных преподавателей, которые много лет проработали в нефтяной промышленности и могут грамотно и с примерами из своей практики, преподнести и объяснить материал по программе ГНВП.

Также в Учебном центре «Академик» большая видеотека по направлению ГНВП.

Обучение ГНВП в Учебном центре «Академик» завершается прохождением тестов в программе ОКС: Олимпокс и работа на тренажере «Распознавание и ликвидация ГНВП».

Тренажер позволяет изменять параметры скважины, бурового раствора, распознавать первые признаки и поэтапно самому ликвидировать ГНВП различными способами, что способствует лучшему восприятию материала обучения и делает процесс обучения интересным, наглядным и самое главное профессиональным.

Мы всегда будем рады Вам помочь при решении ваших проблем. Обучение на ГНВП проводиться,  как по заявкам от организаций, так и частном порядке.

Подать заявку на обучение на курс  ГНВП в Учебном центре «Академик» вы можете в  г. Волгоград, Саратов, Жирновск, Камышин, Михайловка, воспользоваться онлайн-заявкой на сайте Учебного центра «Академик» или позвонить нам по указанным на сайте телефонам.

При добыче нефти в особенно перспективном месторождении чаще всего находит применение схема фонтанной скважины: в данном случае поднятие нефти до устья производится естественным образом (при помощи пластовой энергии). Данный способ добычи требует меньше всего затрат как на покупку и обслуживание оборудования, так и по времени: поскольку поднятие осуществляется самостоятельно, то на трубах и специальных механизмах можно сэкономить. Конструкция фонтанной скважины и схема расположения оборудования достаточно проста, поэтому ее устройство является наиболее предпочтительным, а в дальнейшем при ослабевании давления можно дооборудовать скважину для создания искусственного поднятия.

Схема фонтанной скважины

Для данного типа скважины колонны труб подвешиваются на арматурной основе, которая ставится на устье. Арматура играет роль подвески, также выполняя функции герметизации самого устья и контроля режима работы всей скважины. НКТ-трубы являются каналом, по которому нефть поднимается от забоя на поверхность. В зависимости от длины скважины протяженность труб доходит до 3 км, колонна может собираться из нескольких изделий, скрепляемых друг с другом последовательно. Длина отдельной трубы варьируется до 10 метров. Оптимальный способ соединения – с помощью муфт с резьбой. Нежелательно использовать сварку для соединения, поскольку после того, как схема фонтанной скважины потребует доработки, придется извлекать на поверхность всю колонну. Спуск, а также поднятие элементов колонны необходимо производить при помощи спецтехники.

Главным элементом конструкции является фонтанная арматура, которая создает прочную конструкцию из стальных прутков и запорных механизмов, и каждый элемент должен  быть рассчитан на повышенное давление. Масса готовой конструкции доходит до 1-2 центнеров. Чаще всего используют крестовую или тройную арматуру: первый тип чаще используется на нефтяных месторождениях, где нет примесей механического типа.

Оборудование фонтанных скважин

Фонтанные скважины могут оснащаться оборудованием и в области забоя, и на устье. В случае, если в районе продуктивных пластов породы отличаются высокой прочностью, то может использоваться технология открытого забоя, когда колонна доходит до верхней части пласта, и вскрытие производится на полную мощность. При неустойчивых горных породах, высоком риске осыпания песка забойную область следует укреплять обсадной трубой и цементировать пространство за ее пределами. Приток жидкости при этом создается посредством перфорирования по нижнему краю трубы.

Схема фонтанной скважины подразумевает герметизацию устья, которая производится посредством монтажа головки колонны и арматурной конструкции, оснащенной манифольдом. Создание арматуры производится по требованиям ГОСТ 13846-89, при этом конструкция может иметь отличия по прочности и типу структуры. Основой служит головка, или обвязка, а фонтанная елка включает запорные устройства и элементы для регулирования работы скважины.  Головка в конструкции необходима для обвязывания трубопроводов в скважине, а также для регулировки направления и силы потока в затрубной зоне.

Конструктивно арматура для фонтанной скважины позволяет измерить показатели давления на верхнем сегменте елки, выявить температурный режим на боковых отводах елки и самой головки. По стандарту ГОСТ конструкция должна включать блочные элемента и устройствами для предохранения конструкции, которые при необходимости можно активировать на расстоянии. Фонтанная елка представляет собой важную часть общей конструкции, и она позволяет регулировать силу потока в самом трубопроводе и направлять его в промысловое русло.

Оборудование парой труб НКТ изделия большего диаметра помещаются на нижней детали при помощи резьбового соединения на элемент, который служит одновременно для герметизации пространства за трубами. Если скважину не следует останавливать при работе, имеет смысл поставить двухсекционную елку, которая заканчивается сверху специальным буфером и манометром. При спуске в функционирующую фонтанную скважину данные устройства заменяет лубрикатор. Разновидности конструкции выбираются, исходя из характеристик скважины и характеристик добычи нефти в конкретном месторождении.

Исследование фонтанных скважин

Схема фонтанной скважины требует проведения регулярных исследований, которые осуществляются по методике пробных откачек жидкости и по способу восстановления давления в забое в момент после остановки работы оборудования. Корректировку режима функционирования специалисты производят, меняя штуцеры и устанавливая элементы с различными по размеру отверстиями. Способ пробной откачки может с успехом использоваться при выявлении степени продуктивности скважины и определения оптимального режима ее функционирования. Что касается способа восстановления уровня давления, то по нему можно вычислить основные характеристики пласта.

Исследование по методу пробной откачки в последнее время производится для построения линий индикации по зависимости дебитов от изменений в давлении. Также работа необходима для вычисления продуктивного коэффициента, содержания примесей, в том числе воды, во время разных режимов эксплуатации. Замеры производятся при помощи манометра, расходометра, определяют размеры отверстий в штуцере. Посредством замены на главном манифольде специалист ставит новый режим работы и замеряет показатели давления и расхода, после чего выясняет, что сообщает разница результатов.

Процедура отбора жидкости для исследования проводится при помощи специальных приспособлений, которые фиксируются и опускаются наподобие манометра. Спуск самого манометра требует наличия в конструкции лубрикатора, который будет оснащен сальником с роликом. Сальник играет роль герметизирующего вещества для отверстия, через которое проводится проволока. При необходимости осуществить глубокие исследования необходимо воспользоваться механической подъемной лебедкой, которая ставится в 20-30 метрах от устья.

Сначала вниз опускают шаблон, затем измерительный прибор (иногда с утяжелителем). Чтобы проволока не оборвалась в момент проведения исследования, нельзя, чтобы оборудование спускалось ниже края трубы. Чтобы предотвратить подобное явление, башмак оснащается специальной             шпилькой, которая ограничивает спуск внутри колонны. Поднятие производится на малой скорости, на последних метрах  она должна быть минимальной (в ряде случаев устройства для исследований вытаскивают вручную).

Измерение дебита производится на групповых установках, и для отбора используется краник, который забирает пробу жидкости и выдает результат через некоторое время.

Выводы

Фонтанные скважины достаточно часто устраиваются для добычи нефти, когда жидкость может подниматься посредством пластового давления высокой мощности. Как и другие типы скважин, она оборудуется специальными видами оснастки. Грамотные расчеты и правильно взятые анализы – гарантия того, что продуктивность горизонтов, степень разработки и иные важные факторы будут на высоте.

Фонтанный и газлифтный способ добычи нефти

https://youtube.com/watch?v=fgTPMnf_Cs8%3Frel%3D0%26showinfo%3D0

• О компании
• Полезное

Обучение на данную программу в последние годы очень востребовано в нефтегазовой отрасли.

Хочется объяснить работодателям и работникам цель обучения данной программы, какие органы контролируют данное обучение, и дать некоторые разъяснения.

До 31.07.2003 года действовала «Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода» согласно которой персонал работающих на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, должны были 1 раз в год проходить обучение.

Согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», пункта 97:

Выдержки из Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»:

XLVI. Требования к безопасному ведению работ на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода.

1133. Данные требования распространяются на организации, деятельность которых связана с проектированием, разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6% (объемных) сернистого водорода.

LV. Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода.

1230. К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сернистого водорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования средствами защиты органов дыхания.

Из выше изложенного можно понять, что программа «ГНВП. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» и программа «ГНВП. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях, в том числе на месторождениях с содержанием сероводорода  выше 6%» это абсолютно 2 разные программы, а вторая программа просто объединяет два вида обучения в одной.

Хотелось также отметить, что Ростехнадзор к обучению связанное с высоким содержанием сероводорода свыше 6% с 10 августа 2015 года, не имеет ни какого отношения, и требовать и проверять наличие данного обучения не входит в их компетенцию (это не касается только аттестации по промышленной безопасности руководителей и специалистов. При аттестации в Ростехнадзоре на промышленную безопасность входят вопросы связанные с высоким содержанием сероводорода).

Профессиональная подготовка регулируются законодательством об образовательной деятельности.

Хотелось бы подвести выводы и итоги вышеизложенного!

Организации, которым необходимо данное обучение, с целью экономии просят объединить две эти программы в одну и конечно Учебный центр идет на данные уступки и объединяет  в одну программу, так как конкуренция в области образования очень высокая. Учебный центр вправе разработать данную программу повышения квалификации и проводит обучение.

Часто задают такие вопросы – У нас требует супервайзер или Заказчик прописал в договоре, что у исполнителя должно быть именно такое обучение.

Всегда отвечаю на подобные вопросы одинаково – Да, Заказчик и супервайзер всегда вправе требовать от Вас обучение такое, какое ему необходимо для выполнения работ, и Исполнитель пойдет на все, чтобы заключить договор на работы.

И сразу задаю в ответ вопрос – А Вы не уточняли, какими регламентирующими документами пользовался Заказчик или супервайзер, когда от Вас требует именно такое обучение? А что в следующий раз запросит заказчик – обучение на космонавта 7 разряда, и Вы будете своих сотрудников обучать на это? Вы не хотели бы у Заказчика запросить основание для данных требований!!!

Ответ один – нам хочется работать и заключать договора.

Отвлекусь не много от темы!

Мне всегда интересно: Запад ввел против России санкции, в том числе и против нефтегазового комплекса, но при всем при этом наши крупнейшие нефтяные компании требуют от Исполнителей международные стандарты IWCF и т.п. (это тоже самое обучение на «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП»).

Где в Федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Ростехнадзора  прописано про данный вид обучение. Почему российские компании прогибаются под Запад – я не понимаю!!!

С каких это пор международные сертификаты стали выше и значимее, того что прописано Ростехнадзором в правилах???

Вот даже ссылка есть на ответ Ростехнадзора, где четко написано, что в первую очередь нужно соблюдать нормативные документы Ростехнадзора, а международные стандарты IWCF действуют на территории РФ, но не являются  основными.

Газпром требует у Исполнителей, чтобы они обучались по курсу ГНВП именно с такими трактовками, как у них прописано внутри организации! И конечно обучались в Учебных центрах Газпрома.

С каких это пор Газпром стал главнее Ростехнадзора, и требует от Исполнителей обучение согласно их внутренних документов, а не документов Ростехнадзора? Газпром, что получается,  в РФ является контролирующим органом, и они вправе проверять Ростехнадзор?

Данных инцидентов очень много, мне лично приходилось писать текст письма для компании, которая обучилась в Учебном центре «Академик» по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП», а Газпром их не допускал до работы (якобы удостоверения не подходят под наши требования, обучайтесь в нашем Учебном центре). И как бы не было странным, после того, как письмо со всеми аргументами и ссылками на нормативные документы было получено Газпромом, компанию допустили до проведения работ на объекте Газпрома, потому что было официальное письмо, и конечно Газпром не стал на него отвечать, а просто допустил до работы, боясь того, что переписка может попасть в Ростехнадзор.

Все это я написал для руководителей организаций.

Прежде, чем обучать свой персонал  на космонавтов 7 разряда, нужно почитать нормативную документацию, это мое мнение!

Учебный центр «Академик» проводит обучение по программам «ГНВП. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» и «ГНВП. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях, в том числе на месторождениях с содержанием сероводорода  выше 6%».

Хотелось бы отметить, что Учебным центром «Академик» разработана программа «Безопасные методы ведения работ на месторождениях и объектах с высоким содержанием сероводорода», которая в сочетании с программой «ГНВП. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» более подходит согласно Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Обучение на ГНВП в Учебном центре «Академик» проводиться,  как по заявкам от организаций, так и частном порядке.

Подать заявку на обучение на курс  ГНВП в Учебном центре «Академик» вы можете в  г. Волгоград, Саратов, Жирновск, Камышин, Михайловка, воспользоваться онлайн-заявкой на сайте Учебного центра «Академик» или позвонить нам по выше указанным телефонам.

Одно из востребованных направлений обучения по экологии — газонефтеводопроявление. Предупреждение и регулирование ГНВП в добывающих отраслях — одна из важнейших задач при бурении и создании специализированных программ дополнительного образования.

Что такое ГНВП

ГНВП возникает, когда нефть, газ или вода выбрасываются из продуктивного пласта в скважину, а потом через устье на поверхность. Нерегулируемый выброс приводит к образованию открытых фонтанов, что считается аварийной ситуацией.

Как определить ГНВП

Причины газонефтеводопроявления определяют характер признаков, по которым можно определить их наличие. ГНВП при бурении определяется:

• повышением количества и объема промывочной жидкости в системе циркуляции;
• снижением трения при бурении, что приводит к резкому увеличению его скорости;
• если уровень промывочной жидкости во время спуска инструмента превышает расчетное значение;
• если в промывочной жидкости появляются признаки наличия газового потока;
• если плотность рабочей жидкости снижается из-за того, что через стенки ствола скважины поступает вода;
• если появляются скачки давления на буровых насосах из-за проникновения в скважину воды или газа;
• если скорость циркуляции промывочной жидкости резко увеличивается под действием давления газа или воды из пластов.

Причины ГНВП

Среди причин газонефтеводопроявления обычно называют следующие:

• ошибки при планировании работ, приводящие к повышению давления рабочего раствора во время выполнения ремонта скважины, который продавливает соединительные швы колонны и вызывает ГНВП;
• поглощение жидкости в стволе скважины;
• нарушения технологии спуска или подъема, приводящие к снижению уровня рабочей жидкости в колонне;
• нарушение сроков и интервалов производства работ, невыполнение промывки в течение более чем полутора суток;
• нарушение основных правил проведения работ в шахтах;
• высокое содержание воды или газа, растворенного в жидкости.

Что делать, если возникло ГНВП

Контроль над вероятностью возникновения ГНВП при бурении или ремонте скважины обеспечивается с помощью внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости. При возникновении косвенных или прямых признаков газонефтеводопроявления персонал обязан:

Как предотвратить ГНВП

Предупреждение ГНВП при бурении или ремонте — главная задача оперативного производственного контроля. Ещё до того, как возникла проблема, необходимо предусмотреть возможность появления ГНВП и составить план ликвидации аварии.

В целях предупреждения ГНВП все шахты делят по категориям опасности их возникновения:

• I категория. Это газовые скважины, а также нефтяные с газовым фактором более 200 м/м3. Опасность представляют внутрискважинные газлифты, высокое пластовое давление, нарушения колонны, близко расположенные газовые и продуктивные нефтяные горизонты;
• II категория. Нефтяные скважины, где газовый фактор составляет 100–200 м/м3, а также скважины, где нефтяное давление превышает гидростатическое не более чем на 10%;
• III категория. Нефтяные скважины с газовым фактором менее 100 м³, нагнетательные скважины с высоким пластовым давлением.

Расшифровка, прямые и косвенные признаки

Газонефтяная промышленность — один из самых серьезных и ответственных видов деятельности. ЧП в данной сфере, по сути, должны оговариваться только в теории. На этом фоне как рядовым работникам и руководителям, так и получающим образование для занятости в отрасли, связанной с бурением скважин, важно знать расшифровку ГНВП, а также признаки, причины, способы устранения этого явления. Начнем с общей характеристики.

Расшифровка ГНВП

Буквосочетание ГНВП означает газовые, нефтяные и водопроявления. Это одновременное проникновение газа и нефтяного флюида как вовнутрь скважины через колонны, так и в заколонный внешний участок.

Зная расшифровку ГНВП, мы имеем перед собой довольно серьезную проблему, которая может возникнуть при бурении. Она требует незамедлительного устранения. Наиболее часто газонефтеводопроявления обнаруживаются при высоком пластовом давлении из-за чрезмерного углубления забоя, а также из-за неверных действий бурильщиков или ремонтников.

Причины явления

Допуск ГНВП (расшифровка — газонефтеводопроявления) на производстве очень нежелателен. Вот основные причины возникновения данной проблемы:

• Изначально неверное планирование работ. Это и привело к ошибочным действиям при создании давления рабочего раствора во время капремонта. Внешнее давление продавило соединительный шов колонн, что и привело к ГНВП.
• Причина может быть и внутри скважины — это поглощение жидкости.
• Во время простоя снизилась плотность рабочей жидкости из-за проникновения сквозь стенки газа или воды.
• Спуско-подземные работы были спланированы некорректно — в результате они привели к снижению в колонне уровня жидкости.
• Между циклами работ не был соблюден правильный временной интервал. Одна из главных причин — не производилась промывка в течение 1,5 суток.
• Нарушен ряд правил по проведению работ в шахте — по эксплуатации, освоению, а также устранению ЧП.
• Ведется освоение пластов, характеризующихся высоким содержанием воды и газов, растворенных в ней.
• Развитие в стволе скважины процессов поглощения жидкости.

Признаки ГНВП

Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений принято разделять на две категории:

• Ранние. Характерны при поступлении нефтяного флюида в ствол скважины. Внутри себя подразделяются на прямые и косвенные признаки ГНВП.
• Поздние. Характерны для момента выхода пластового флюида уже на поверхность.

Рассмотрим категории более детально.

Ранние признаки

Итак, начнем с прямых признаков ГНВП:

• Увеличение объема (значит, флюид уже начал поступать в скважину).
• Повышение скорости (увеличение расхода) выходящих потоков промывочной жидкости, когда подача насосов остается неизменной.
• Уменьшение при подъеме колонны труб доливаемой жидкости против расчетного объема.
• Несоответствие указанного выше объема объему поднятых инструментов.
• Увеличение промывочной жидкости, которая поступает в приемную емкости при спуске труб, по сравнению с расчетными показателями.
• Промывочная жидкость продолжает движение по желобной системе при остановке циркуляции.

Итак, косвенные признаки ГНВП:

• Механическая скорость бурения увеличилась. Это говорит о возникновении депрессии, уменьшении противодавления на пласт или же входе в легко поддающиеся бурению породы.
• На насосах (стояке) упало давление. Может говорить о выходе большого объема легкого флюида в кольцевое пространство или образовании сифона. Еще это признак нарушения герметичности колонны, неполадки в работе насосов.
• Вес бурильной колонны увеличился. Может быть признаком снижения плотности промывочной жидкости из-за поступления пластового флюида в скважину. А также это проявление уменьшения трения колонны о стены скважины.

На косвенные признаки обращают внимание только при наличии прямых, ведь они говорят только о возможном ГНВП среди причин других проблем. При проявлении их (косвенных признаков) контроль за скважиной усиливается. Это нужно для выявления уже прямых признаков ГНВП.

Поздние признаки

И теперь уже поздние признаки возникшей проблемы:

• На выходе циркуляции падает плотность промывочной жидкости.
• Наблюдается ее кипение, появление характерного запаха.
• Газокаротажная станция показывает увеличение содержания газа.
• При теплообмене с пластом на выходе наблюдается повышение температуры промывочной жидкости.

Действия при обнаружении проблемы

Сразу после выявления проблемы персонал приступает к ее ликвидации. Это два пути:

• Прекращение добычи нефти из скважины, где обнаружены ГНВП.
• Если ведется интенсивная разработка пласта, то приостанавливаются работы и на соседних скважинах во избежание широкого распространения проблемы.

Первым делом вахта герметизирует устье, канал и ствол скважины, обязательно информирует о случавшемся руководство. Как только признаки газонефтеводопроявления установлены, к делу приступает спецбригада — работники, прошедшие профильное обучение, имеющие соответствующую квалификацию.

Ликвидация проводится при помощи специального оборудования: в условиях высокого давления спускаются трубы. Чтобы приостановить процессы ГНВП, в стволе создают оптимальный уровень выравнивающего давления. Оно может быть и равно пластовому, и превышать его.

При спуске оборудования в условиях ГНВП может возникнуть фонтанирование. Тогда бригада приступает к его глушению, опираясь на аварийные распорядки. Дополнительно привлекаются представители организации по технадзору.

При ГНВП скважина перекрывается баритовой пробкой. Она создает непроницаемый экран в пластах и позволяет установить сверху цементный мост. Если газонефтеводопроявление вскрывают при работе двух насосов, то предусматривается их работа либо из одной емкости, либо из двух, но с запорными устройствами между ними.

Методы устранения ГНВП

Как только истинная причина ГНВП установлена, необходимо выбрать один наиболее эффективный для нее способ устранения. Всего их четыре.

Глушение скважины в две стадии. Самое главное здесь: четкое разделение этапов работы на вымыв нефтяного флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины ГНВП, и на одновременное этому приготовление нового раствора, имеющего нужную плотность для глушения. Первая стадия — заглушка скважины. Вторая — замена рабочей жидкости.

Ступенчатое глушение. Эффективно, когда давление в колонне перед дросселем повышается относительно значения максимально допустимого для нее (колонны) или гидроразрыва уровня башмака. Сначала приоткрывается дроссель, чтобы снизить давление в колонне.

Из-за этого на глубине будет наблюдаться новое поступление воды и газа. Так как пик образовывающегося давления кратковременен, то следующий раз приоткрывают дроссель, одновременно промывая при этом скважину. Действия повторяют до полного исчезновения признаков ГНВП, нормализации пиковых показателей давления.

Ожидание утяжеления. Как только обнаруживается газонефтеводопроявление, персонал останавливает нефтедобычу, перекрывает скважину. После этого готовится раствор необходимой плотности. Обязательно поддерживается в стволе скважины давление, которое схоже с пластовым, для приостановления ГНВП и дальнейшего всплытия нефтяного флюида на поверхность.

2-стадийное растянутое глушение. После выявления ГНВП флюид вымывается тем же раствором. Затем его (раствора) плотность изменяется до необходимой. Способ в основном применяется в случае отсутствия подходящих емкостей для приготовления требуемого объема рабочей жидкости. Метод получил свое название из-за того, что процесс вымывания флюидов при нем несколько более растянут во времени, чем при обычном двухстадийном глушении.

Обучение и подготовка персонала

По Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п. 97) мы можем установить, что раз в два года проходит проверка знаний по разделу «Контроль скважины. Управление работами при (читателю известна расшифровка) ГНВП». Удостоверение же дается на три года.

Сказанное касается работников, которые осуществляют как непосредственное проведение работ, так и управляют процессами по:

• бурению и освоению скважин;
• их ремонту и реставрации;
• ведению прострелочно-взрывных и геофизических работ на данных объектах.

Чем раньше обнаружены ГНВП, тем больше шансов на предотвращение осложнения проблемы — значительных простоев нефтедобычи, что ведет к крупным потерям уже финансового плана. Чтобы не допустить развития газонефтеводопроявлений, необходимо уделять должное внимание внешним датчикам объема, плотности и давления рабочей жидкости.

Газонефтеводопроявление

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

• Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
• Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
• Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

• Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
• Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
• Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

Причины возникновения ГНВП

• Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
• Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
• Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
• Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
• Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
• Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
• Длительные простои скважины без промывки.
• Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

• Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
• Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
• Некачественное цементирование обсадных колонн.
• Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
• Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
• Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Ранее обнаружение ГНВП

• Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
• Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
• Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
• Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
• Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
• Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
• Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
• Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
• При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

• Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
• Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
• Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
• Остановить двигатели внутреннего сгорания.
• Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
• Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
• Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
• Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
• Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
• Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
• Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, 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.

Методы ликвидации ГНВП

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

• Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
• Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
• Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
• Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
• Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

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.

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 признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

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 нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

• Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
• Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
• Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
• Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
• Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
• Режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
• Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
• Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.