Меры, принимаемые при раннем обнаружении газонефтепроявлений

В процессе бурения:

- подается сигнал " Выброс";

- прерывается бурение;

- долото отрывается от забоя и гладкое тело трубы устанавливается против плашек превентора;

- останавливаются буровые насосы;

- на муфту бурильной трубы наворачивается шаровой циркуляционный клапан (КШЦ) — при отсутствии его на трубе;

- на дроссельной линии открывается гидроуправляемая и ручная задвижки;

- закрывается универсальный превентор;

- передается информация руководству бурового предприятия;

- медленно закрывается дроссель;

- регистрируются в течение первых 5-10 минут величины избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве;

- определяется объем поступившего в ствол пластового флюида по мерной емкости или приема буровых насосов;

- включается насос, определяется требуемая величина репрессивного давления для вымыва газа, отключают дроссель и ведут вымыв;

- после оценки ситуации и проведения необходимых расчетов осуществляются подготовительные работы к ликвидации ГНВП.

При СПО:

- подается сигнал " Выброс";

- инструмент спускается в скважину на безопасную глубину (если возникшая ситуация и условия позволяют сделать это);

- непрерывно контролируется объем вытесняемой из скважины жидкости в процессе спуска инструмента;

- передается информация руководству бурового предприятия;

- спуск инструмента прекращается, как только объем поступающего в ствол пластового флюида достигает 50 % контрольного объема вытеснения жидкости;

- на муфту бурильной трубы наворачивается шаровой циркуляционный клапан

(КШЦ);

- на дроссельной линии открывается гидроуправляемая и ручная задвижки;

- закрывается универсальный превентор или верхний плашечный превентор;

- на бурильную колонну наворачивается промывочная головка с краном высокого давления или ведущая труба;

- медленно закрывается дроссель;

- регистрируется в течении первых 5-10 минут величины избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве;

- определяется объем поступившего в ствол пластового флюида по мерной емкости или приема буровых насосов;

- после оценки ситуации и проведения необходимых расчетов осуществляются подготовительные работы к ликвидации ГНВП.

При отсутствии в скважине инструмента или проведении геофизических и других исследований:

- подается сигнал " Выброс";

- прекращают исследования, осуществляют аварийный подъем геофизических приборов (при интенсивном проявлении геофизический кабель рубят, устье скважины герметизируют);

- передается информация руководству бурового предприятия;

- инструмент спускается в скважину на безопасную глубину (если возникшая ситуация и условия позволяют сделать это);

- непрерывно контролируется объем вытесняемой из скважины жидкости в процессе спуска инструмента;

- спуск инструмента прекращается, как только объем поступающего в ствол пластового флюида достигает 50 % контрольного объема вытеснения жидкости;

- на муфту бурильной трубы наворачивается шаровой циркуляционный клапан

(КШЦ);

- на дроссельной линии открывается гидроуправляемая и ручная задвижки;

- закрывается универсальный превентор или верхний плашечный превентор;

- на бурильную колонну наворачивается промывочная головка с краном высокого давления или ведущая труба;

- медленно закрывается дроссель;

- регистрируется в течении первых 5-10 минут величины избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве;

- определяется объем поступившего в ствол пластового флюида по мерной емкости или приема буровых насосов;

- после оценки ситуации и проведения необходимых расчетов осуществляются подготовительные работы к ликвидации и ликвидация ГНВП.

Технология глушения ГНВП определяется степенью сложности возникшей ситуации и выбирается в зависимости от конкретных условий, согласно «Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли», утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России 22.06.95 г. И нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.

В период строительства скважина должна быть обеспечена буровым раствором проектной плотности в количестве 2, 5 объемов скважины (1 объем в скважине, 1, 5 — в циркуляционных емкостях). Одним объемом скважины считать объем бурового раствора в полностью заполненной до устья скважине на текущий момент ее строительства при отсутствии в ней компоновки какого-либо инструмента.

Контроль за состоянием скважины в процессе бурения.

Ответственность за состоянием фонтанной безопасности должностных лиц в целом оговорена должностными инструкциями.

Методика контроля за состоянием фонтанной безопасности изложена в «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» М., Госгортехнадзор.