чем оборудуется нагнетательная линия агрегатов при глушении скважины

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п.3.2. Формула 4).

Технология глушения скважины.

Подготовительные работы к глушению скважины.

— Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

— Определяется величина текущего пластового давления.

— Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

— Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

— Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

— Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

— Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

— Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

— При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1 (формула 8)

где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см 3 и воды плотностью 1.0 г/см 3 );

Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;

tо – продолжительность отстоя, час.

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».

— В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

— К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Инструкция по глушению скважин

— 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) ;

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%.

Y жг=Кз х (Рпл х 10 2 ) / (Н х 9.81) (формула 1)

2.1.1. Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 / м 3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

2.2. 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 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

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

2.3.2. На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

2.4. Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

2.5. Количество реагента ( NaCl, CaCl ₂ ), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

жидкости глушения, г / см 3

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

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг / м 2

Раздел 3. Расчет объема жидкости и количества

циклов глушения скважины.

3.1. Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

3.2. Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

где: V эк=( p D 2 /4)xH;

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

— внутренний диаметр э / к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

3.3. Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э / к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

3.4. Количество циклов определяется:

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

объем второго цикла

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

Раздел 4. Подготовительные работы к глушению скважины.

4.1. Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

4.2. Определяется величина текущего пластового давления.

4.3. Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

4.4. Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

4.5. Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

4.6. Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины.

5.2. Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

5.4. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

5.5. При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

где: V отн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см 3 и воды плотностью 1.0 г/см 3 ) ;

t о – продолжительность отстоя, час.

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в “Приложении 3”.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п.3.2. Формула 4).

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин

5.7.1. В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

5.7.3. К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

Глушение скважин, оборудованных насосами.

5.8.1. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.

5.8.2. Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время.

5.8.3. Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.

Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением

5.9.1. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

5.9.2. Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.

5.9.3. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.

5.9.4. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

Меры безопасности при глушении скважин.

6.1. Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС и представитель ПДНГ, ЦППД).

6.2. Глушение скважины производится по заданию мастера КРС. Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

6.3. Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.

6.4. Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

6.5. Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании ; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.

6.6. Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

6.7. В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.

6.8. При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

6.9. Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

6.10. После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.

6.11. После окончания всех работ по глушению скважины составляется “Акт на глушение скважины”.

В акте на глушение скважины должно быть указано:

— дата глушения скважины ;

— удельный вес жидкости глушения ;

— объем жидкости глушения по циклам ;

— время начала и окончания циклов глушения ;

— начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

6.12. “Акт на глушение скважины” подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.

Ответственность за выполнение требований инструкции.

7.1. За подготовку территории куста и скважины к глушению скважины отвечает мастер ЦДНГ, ЦППД.

7.2. За достоверность данных по текущему пластовому давлению, на момент глушения скважины, отвечает геологическая служба ЦДНГ, ЦППД.

7.3. За соответствие удельного веса жидкости глушения расчетной величине – указанной в плане-задании на глушение скважины, выполнение всего комплекса работ по подготовке скважины к глушению, соблюдение технологии глушения скважины и мер безопасности при глушении скважины отвечает мастер бригады КРС.

материалов необходимых для приготовления одного кубометра жидкости глушения соответствующей плотности.

Источник

Противофонтанная безопасность (НГВП). Противофонтанная безопасность (нгвп)

Противофонтанная безопасность (НГВП)

На какое давление производится испытание нагнетательных линий агрегатов при глушении скважины?

Ответ: На давление превышающее в 1,5 раза.

Что должно быть установлено на устье скважины до начала ремонта, при ремонте которой возможны выбросы?

Ответ: ПВО (противовыбросовое оборудование)

Порядок согласования схем установки и обвязки противовыбросового оборудования на устье скважины?

Ответ: Согласовываются с противофонтанной службой

Чем оборудуется нагнетательная линия агрегатов при глушении скважины?

Ответ: Обратным клапаном

Периодичность проведения учебных тревог?

Ответ: Один раз в месяц.

Допускается ли повышение плотности находящегося в скважине раствора путем закачки отдельных порций утяжеленного раствора?

Ответ: Запрещается, кроме случаев газонефтеводопроявления (ГНВП)

Чем оборудуется скважина с возможными газонефтеводопроявлениями перед началом работ?

Ответ: ПВО в соответствии с планом работ

На смонтированное противовыбросовое оборудование (превентор) необходимо иметь следующие документы?

-паспорт или его ксерокопия;

-акт на опрессовку превентора совместно с запорной компоновкой в условиях мастерской;

-акт на опрессовку ПВО;

-паспорта и акты на опрессовку шаровых кранов в условиях мастерской;

На какое давление испытывается превентор после монтажа на устье скважины?

Ответ: на максимально ожидаемое, но не выше давления эксплуатационной колонны.

Что необходимо предпринять при обнаружении газонефтеводопроявлении?

Ответ: закрыть ПВО и действовать в соответствии с ПЛА.

При каких условиях возобновляются работы после газонефтеводопроявления?

Ответ: Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ГНВП и принятию мер по предупреждению его повторения.

Какие скважины подлежат глушению перед началом ремонтных работ?

Ответ: Скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявления.

Из каких частей состоит запорная компоновка превентора?

-ключ шарового крана;

-муфта и переводник под тип и размер спускаемого оборудования.

Требования предъявляемые к жидкостям для глушения скважины?

Ответ: плотность жидкости для глушения скважины определяется из расчёта создания столбом жидкости давления, превышающее пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

Длина дистанционного патрубка превентора должна обеспечивать?

Ответ: Расположение муфты дистанционных патрубков ниже трубных плашек.

Какие требования предъявляются к жидкостям для глушения скважины?

Ответ: Жидкость для глушения скважины должна быть химически инертна горным пародам составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами.

При какой разнице объема доливаемой жидкости по отношению поднятого объема металла труб должны прекращаться работы и герметизироваться устье скважины?

Что является главным условием возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: Превышение пластового давления выше давления промывочной жидкости.

Какое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины?

К какой категории по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений относятся газовые скважины?

Ответ: К первой категории.

Через какое время должны проходить проверку знаний работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, по курсу «Контроль скважин. Управление скважиной при ГНВП»

Ответ: Раз в два года.

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты, какой из представленных вариантов правильный?

Ответ: Первая линия защиты: предотвращение притока пластового флюида в скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического пласта жидкости. Вторая линия защиты: гидростатическое давление и плюс ПВО. Третья линия защиты: ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Что необходимо предпринять при обнаружении газонефтеводопроявлений?

Ответ: Закрыть ПВО и действовать в соответствии с ПЛА.

В каких случаях допускается проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения?

Ответ: На скважинах, оборудованных глубинными клапанами отсекателями и на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления флюида к устью скважины.

Что необходимо выполнить перед разборкой устьевой арматуры на скважине, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, если скважина оборудована забойным клапаном-отсекателем?

Ответ: Необходимо остановить скважину, стравить давление до атмосферного и выдержать в течении не менее 3-х.часов. Промыть с целью выхода на поверхность газированного раствора.

Для предотвращения и ликвидации, возможных газонефтеводопроявлений во время ремонта скважин подъем труб из скважин проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Какой запас жидкости необходимой плотности необходимо иметь для долива на растворном узле или непосредственно на скважине?

Ответ: Должна быть обеспечена запасом жидкости в количестве: непосредственно на скважине в блоке долива-не менее 0,4 куба, и не менее двух объёмов скважины на растворном узле.

При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтепроявлением, устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросным оборудованием. На какое давление опрессовывается скважина после установки противовыбросового оборудования?

На максимально ожидаемое давление, но не выше давления эксплуатационной колонны.

На какое давление опрессовывается превентор после ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса?

Ответ: Опрессовывается на пробное давление.

Противовыбросовое оборудование после установки на скважине должно быть опрессовано на давление

Ответ: Максимально ожидаемое, на не выше давления эксплуатационной колонны.

Противовыбросовое оборудование после установки на скважине должно быть опрессовано на давление не ниже

В каком состоянии должен находиться шаровый кран запорной компоновки для перекрытия канала применяемых труб

Ответ: В открытом состоянии

Емкость долива может быть стационарной и передвижной (автоцистерна любого вида) и должна устанавливаться на расстоянии не менее?

Ответ: 30 метров от устья ремонтируемой скважины в зоне видимости бурильщика КРС.

Разрешается ли чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сернистого водорода?

При каком условии допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин?

Ответ: Каждый производитель работ должен немедленно оповестить всех участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации-ГНВП, отклонения от технологического регламента.

Ответ: Вид осложнения при котором поступление флюида из пласта можно регулировать с помощью ПВО.

-ПЛА и возможными осложнениями и авариями.

Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений?

-несоответствие количества закачиваемого в скважину бурового раствора;

-изменение уровня бурового раствора в приёмных емкостях в процессе бурения;

-увеличение объёма (уровня) раствора при бурении в приёмных емкостях, или проведении СПО;

-повышение скорости выходящего из скважины бурового раствора;

-увеличение вращающегося момента на роторе;

-снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях;

-резкий рост механической скорости при неизменных параметрах бурения.

Ознакомление производственного персонала с планом ликвидации аварий должно быть?

Ответ: Оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку. ПЛА должен быть вывешен на видном месте доступном каждому работнику.

Где должны находиться оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов?

Ответ: В полной готовности на складах аварийного запаса предприятий, или в специализированных организациях и службах.

Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и забурном пространствах должно быть?

Ответ: Снижено до атмосферного давления.

На какое давление опрессовывается превентор, при замене вышедших из строя деталей превентора или одно из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье?

Ответ: На величину давления испытания колонны.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений.

Ответ: Снижение гидростатического давления столба жидкости из-за недолива скважины при подъёме труб.

Определение понятия «выброса»

Ответ: Кратковременное интенсивное вытеснение из скважины порции жидкости глушения энергией расширяющегося газа, поднявшегося к устью скважины.

Определение понятия открытого фонтана.

Ответ: Неуправляемое истечение пластового флюида из устья скважины, в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или в следствии образования грифона.

Понятие пластового давления.

Ответ: Общее давление нефти, воды, газа или их смеси в рассматриваемом пласте.

Понятие нормального пластового давления.

Ответ: Давление равное гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 гр. на м3 от кровли пласта до поверхности по вертикали. Аномальные пластовые давления характеризуются любыми отклонениями от нормальных.

Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия)

-10-15% для скважин глубиной до 1.200м, но не более 1,5 мПа (мегапаскаля);

-5-10% для скважин глубиной до 2.500 м, но не более 2,5 мПа;

-4-7% для скважин глубиной более 2.500 м., но не более 3,5 мПа.

Понятие допустимого давления на устье скважины при возникновении газонефтеводопроявлений

Ответ: Давление при котором, не происходит разрыв пласта или поглощение раствора, нарушение целостности эксплутационной колонны, грифонообразования, нарушения целостности устьевого ПВО, целостности фланцевого соединения ПВО с устьем скважины.

Определение понятия газонефтеводопроявления.

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

Ответ: Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа ПВО на устье скважины. Неисправность эксплуатации ПВО.

Основные условия возникновения ГНВП

Ответ: Превышение пластового давление над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Какое допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции?

Ответ: Не более чем 0,02 гр/см3 от устанавливаемой проектом величины.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений?

Ответ: На 30% превышающий давление совместной опрессовки колонны и ПВО.

К какой категории относится скважина по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений с газовым фактором, превышающим 100м3/м3 но не более 200м3/м3?

Ответ: К второй категории.

К какой категории относится скважина по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений с газовым фактором менее 100м3/м3?

Ответ: К третьей категории.

К какой категории относится водозаборные скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: К третьей категории.

К какой категории относится газовые скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений?

Ответ: К первой категории.

На период ведения работ по освоению скважин, необходимо иметь запас жидкости глушения находящейся непосредственно на скважине, или материалов для оперативного ее приготовления, в количестве?

Ответ: Не менее двух объемов.

На какое давление испытывается превентор после монтажа на устье скважины?

Ответ: На максимально ожидаемое, но не выше давления эксплуатационной колонны.

Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования согласовывается?

Ответ: С противофонтанной службой.

Через какой период проводят ревизию противовыбросового оборудования в условиях мастерских, покраску в сигнальный цвет и опрессовывается на рабочее давление

Ответ: Раз в пол года.

На какое давление опрессовывается противовыбросовое оборудование скважины

Ответ: На максимально ожидаемое, но не выше давления эксплутационной колонны.

Действия при негерметичности колонны, отсутствии циркуляции, поглощение жидкости глушения и т.д.

Через какой период проводят ревизию противовыбросового оборудования в условиях мастерских, покраску в сигнальный цвет и опрессовывается на рабочее давление

Ответ: Раз в пол года.

Под ранним обнаружением газонефтеводопроявлений понимают

Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны от устья скважины на расстоянии

Ответ: Не менее 10 метров.

Ликвидация газонефтеводопроявлений способом «двухстадийного глушения скважины»

Ответ: При его осуществлении возникают большие давления в эксплуатационной колонне и для глушения скважины необходимы два цикла циркуляции.

Порядок согласования схем установки и обвязки противовыбросового оборудования на устье скважины

Ответ: С противофонтанной службой (частью).

На период проведения работ по освоению скважины, скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине, в количестве?

Ответ: Не менее двух объёмов.

Какая периодичность проведения учебно-тренировочных занятий с персоналом объекта?

Ответ: Не реже одного раза в месяц

Когда проводится первичная аттестация специалистов в области промышленной безопасности?

Ответ: Не позднее одного месяца с момента назначения на должность, при переводе на другую работу, трудоустройстве в организацию, поднадзорную Ростехнадзору.

С какой периодичностью работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по ремонту и реконструкции скважин должны дополнительно проходить проверку знаний по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП»?

Ответ: Раз в 2 года.

Где фиксируются сведения о проведении вводного инструктажа?

Ответ: В специальных журналах

Какие требования предъявляются к работникам комплексных бригад при необходимости выполнения работ, требующих совмещения профессий?

Ответ: Работники должны пройти обучение и получить соответствующую квалификацию по видам работ, а так же иметь допуски к самостоятельной работе по совмещаемым профессиям.

С какой периодичностью должна проводиться проверка знаний у рабочих, в соответствии с квалификационными требованиями производственных инструкций?

Ответ: Не реже одного раза в год

С чем из перечисленного должны быть ознакомлены специалисты и рабочие на ОПО для работы?

Ответ: Все ответы верны

Чем должны владеть работники при проведении ремонтных работ нефтянных и газовых скважин?

Ответ: Приёмами оказания первой доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях

Кто допускается к руководству и ведению работ по ремонту и реконструкции скважин?

Ответ: Лица, имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности

В каком исполнении должны быть агрегаты, применяемые во взрывопожароопасных зонах?

Ответ: Во взровозащищённом

Чем должны быть оборудованы и оснащены колтюбинговые установки с гибкими непрерывными трубами?

Ответ: Всеми перечисленными

С чем должен быть соединен неподвижный конец талевого каната?

Ответ: С металлоконструкциями платформы агрегата.

Чем должны оснащаться передвижные насосные установки, предназначенные для работы на скважинах?

Ответ: Запорными и предохранительными устройствами приборами, контролирующими основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

Сколько винтов каната должно оставаться на барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока?

Ответ: Не менее 6-7 витков талевого каната.

Какие требования предъявляются к кронблоку агрегата для ремонта скважин?

Ответ: Кронблок должен иметь один ролик под канат диаметром 13 мм. вспомогательной лебёдки, два ролика под канат не менее 10 мм. для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа.

Тросом какого диаметра должен быть застрахован ролик кабеля ЭЦН, подвешиваемого на мачте агрегата для ремонта скважин?

Ответ: не менее 8 мм.

Что не указывается на металлической табличке, укрепленной на мачте агрегата для ремонта скважин?

Ответ: Завод изготовитель, сроки следующей проверки технического освидетельствования подъёмного агрегата.

В соответствии с какими требованиями должна проводиться оценка состояния агрегатов для ремонта скважин?

Ответ: В соответствии с требованиями нормативных технических документов.

Каким должен быть минимальный радиус опасной зоны вокруг устья скважины во время прострелочных работ?

Ответ: Не менее 10 метров.

Какие дополнительные требования устанавливаются при передаче газлифтной скважины?

Ответ: Кроме плана работ по ремонту скважины предоставляется план-схема газонефтеводопроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста, нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

Разрешается ли нахождение людей между устьем скважины и барабаном с кабелем погружного насоса при спуске (подъёме) насоса?

Разрешается ли проводить ремонтные работы на кусте скважин при работающих скважинах?

Ответ: Разрешается при определённых условиях, предусмотренных положением по одновременному ведению работ на кусте, согласованному с противофонтанной службой и утвержденному пользователем недр.

Разрешается ли производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором)?

Ответ: Разрешается при условии, что схема должна быть согласованна с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

Какие скважины перед началом ремонтных работ подлежат обязательному глушению?

Ответ: Все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

С кем должен быть согласован план работ по текущему ремонту скважин?

Ответ: С Заказчиком

Что необходимо предпринимать при подъёме лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан «шламование» лифтовых колон и т.п)?

Ответ: Производить постоянный долив скважины с поддержанием уровня жидкости на устье.

В каких случаях допускается ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины?

Ответ: Допускается при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

Кто должен руководить передвижением агрегатов по ремонту скважин и транспортированию оборудования на скважину?

Ответ: Ответственное лицо

С какими документами должна быть ознакомлена бригада, осуществляющая ремонт нефтяных и газовых скважин перед началом работ?

Ответ: Планом работ, (ПЛА) и возможными осложнениями авариями.

Чем оборудуется рабочая площадка, расположенная на высоте более 75 см.?

Ответ: Перильными ограждениями.

Чем оборудуется рабочая площадка, расположенная на высоте до 75 см.?

Какое натяжение должны иметь оттяжки агрегатов по ремонту скважин (установок)?

Какой должна быть минимальная освещенность рабочих мест в устье скважины во время ремонта?

Какое напряжение необходимо для энергообеспечения электрооборудования агрегатов для ремонта скважин?

Ответ: Не более 400 В.

Каким канатом должен быть обмотан промывочный шланг?

Ответ: Стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с, петлями через каждые 1-1,5 метра по всей длине шланга.

Какие требования предъявляются к ёмкости для долива скважины при выполнении ремонтных работ?

Ответ: Ёмкость долива должна обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался постоянный долив жидкости в скважину самотеком или принудительно с использованием насоса. Объём емкости долива должен быть не менее 4,5 м3.

На основании какого документа осуществляются работы повышенной опасности на опасных производственных объектах?

Ответ: На основании инструкций, устанавливающих требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденных техническим руководителем организации

Каким образом производиться резка талевых канатов?

Ответ: С использованием специальных приспособлений и применением защитных очков (масок)

Кем определяются критерии вывода эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов?

Ответ: Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации оборудования.

Каковы периодичность и минимальное значение давления опрессовки трубопроводов после их монтажа или ремонта с применением сварки?

Ответ: Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности

От чего зависит частота осмотров каната?

Ответ: От характера и условий работы

С какой периодичностью следует испытывать предохранительные пояса и фалы статистической нагрузкой?

Ответ: Не реже чем один раз в 6 месяцев статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя или (при отсутствии требований в инструкции) статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.

Что должно быть предусмотрено оперативной частью плана мероприятий по локации и ликвидации последствий аварий (ПЛА)?

Ответ: Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии, действия лиц технического персонала, режимы работы вентиляции при возникновении аварии, необходимость и последовательность выключения электроэнергии, ограничение допуска персонала в аварийную зону.

С какой периодичностью необходимо пересматривать планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА)?

Источник