Содержание
- 2. ● качество скважины; ● сроки выполнения работ; ● стоимость работ. Буровой подрядчик обязан обеспечить гарантированное выполнения
- 3. Необходимость всестороннего анализа буровым подрядчиком риска своей деятельности обусловлена следующими причинами: ● во-первых, при заключении подрядного
- 4. ● во-вторых, каждый из прямых или косвенных участников строительства скважины (субподрядчики, инвесторы, страховщики и т.д.), являясь
- 5. ● в-третьих, в соответствии с ФЗ «О техническом регулировании» от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ
- 6. ● в-четвертых, одним из эффективных инструментов компенсации ущерба при осуществлении производственной деятельности является его страхование. В
- 7. ПБ 08-624-03: 1.2.14. При разработке проектной документации на строительство скважин, обустройство и разработку нефтяных и газовых
- 8. 17.1. Основные понятия риска Риск - сочетание вероятности нанесения ущерба и тяжести этого ущерба Риск –
- 9. Понятие риска Опасность – потенциальный источник возникновения ущерба. Термин «опасность» может быть конкретизирован в части определения
- 10. Понятие риска Опасная ситуация – обстоятельства, в которых люди, имущество или окружающая среда подвергаются опасности Вызывающее
- 11. Буровая технологическая система БТС - совокупность необходимых для выполнения в регламентированных условиях производства технологических процессов или
- 12. Буровая технологическая система Состояние БТС Рабочий проект на строительство скважины ● здоровью людей ● имуществу ●
- 13. Технологический риск в бурении Риск технологический - мера технологической опасности (отказа БТС), представляющая собой сочетание ●
- 14. Технологический риск в бурении Опасное технологическое событие – событие в БТС, результатом которого является ущерб Опасная
- 15. Технологический риск в бурении Пожар Горючее вещество Источник воспламенения Ущерб Опасное технологическое событие Опасная технологическая ситуация
- 16. Аварии на предприятиях нефтегазодобычи
- 17. Технологический риск в бурении Форма 1-ТЭК за 1995 г.: ущерб от «рядовых» аварий и осложнений в
- 18. Баланс календарного времени строительства скважин в разведочном бурении в 2004 году в ОАО «Газпром»
- 19. Причины аварийности и травматизма в России Человеческий фактор - 50,1 % Оборудование, техника - 18,1 %
- 20. 17.2. Классификация опасных технологических событий ● по причине возникновения – орудие труда, предмет труда (скважина), исполнитель;
- 21. Классификация опасных технологических событий по характеру учета ● Осложнение – ОТС, как правило, не связанное с
- 22. ● Авария - ОТС при котором невозможно продолжение производственного процесса в соответствии с проектом, а также
- 23. Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и
- 24. 17.3. Взаимосвязь опасных событий Как правило, возникновение опасного события бывает обусловлено не одной, а несколькими причинами.
- 25. Взаимосвязь опасных событий ● параллельная – несколько последовательных связей вызывают одну общую причину, приводящую к ущербу
- 26. Взаимосвязь опасных событий ● круговая - одна причина вызывает следующую, усугубляющую первую, и далее по кругу,
- 27. Взаимосвязь опасных событий ● разветвленная - одна причина служит источником нескольких последующих, которые, развиваясь параллельно, в
- 28. Технологический риск в бурении Скважина Пеляткинская-6 закончена бурением 6 июня 1970 г. при забое 2800 м
- 29. Технологический риск в бурении В конце августа 1970 г. отмечены первые признаки грифонообразования вдоль длинной оси
- 30. Технологический риск в бурении Для ликвидации газового фонтана и грифонов в 246 м от скв. 6.
- 31. Технологический риск в бурении Повторно для глушения фонтана в 425 м от скв. 6 забурили скв.
- 32. Технологический риск в бурении Соединение стволов скв.13 и 6 произвели в интервале 2044-2055 м. В аварийный
- 33. 17.4. Опасные технологические события в горной подсистеме скважины • Приток флюидов (проявление, выброс, фонтан грифоны) •
- 34. 17.4.1. Приток флюидов • Проявление (флюидопроявление, газонефтеводопроявление) – поступление пластовых флюидов в ствол скважины, не требующее
- 35. Флюидопроявления • Фонтан – поступление флюидов в ствол скважины, связанное с возникновением давлений, угрожающих целостности обсадных
- 36. Признаки притока пластовых флюидов • уменьшению плотности ПЖ; • увеличение уровня ПЖ в приемном резервуаре буровых
- 37. Ликвидация притока пластовых флюидов Если не удалось предотвратить приток пластовой жидкости и произошел выброс, когда в
- 38. Если превентор закрыт и в скважину закачивают промывочную жидкость, одновременно ограничивая регулируемым штуцером выход жидкости из
- 39. 17.4.2. Поглощение технологической жидкости Поглощение может возникнуть в двух случаях: а) если в горной породе имеются
- 40. Поглощение технологической жидкости При поглощении статический уровень жидкости устанавливается на несколько десятков, а иногда даже сотен
- 41. Поглощение технологической жидкости Для изоляции зоны надо знать ее местоположение, размеры сечения каналов и интенсивность поглощения.
- 42. Способы ликвидации поглощений • уменьшение плотности ПЖ; • снижение скорости технологических операций в скважине; • ввод
- 43. Способы ликвидации поглощений Кольмататор предназначен для предотвращения и ликвидации поглощения ПЖ. Устанавливается над долотом. Оснащен одним
- 44. 17.5. Нарушение деформационной устойчивости ствола скважины Осыпи - систематическое отделение частиц породы от стенок скважины. •
- 45. Обрушение несцементированных (слабо сцементированных) пород
- 46. Осыпание трещиноватых (с развитыми плоскостями скольжения) пород
- 47. Разгрузка от горного давления и обрушение пород
- 48. Желобообразование
- 49. Сужение ствола скважины Набухание пород Сработка калибрующей поверхности долота
- 50. Уступ в стенке скважины
- 51. Пластическое течение пород
- 52. Породопроявление
- 53. Заклинивание БК (долота) посторонним предметом
- 54. Заклинивание БК (долота) обломками цементного камня
- 55. Вибрация БК
- 56. Неэффективная очистка ствола скважины
- 57. Рыхлая и липкая фильтрационная корка
- 58. Смятие обсадной колонны
- 59. Затяжки и прихваты Затяжка - для подъема колонны из скважины требуется приложить усилие, значительно превышающее вес
- 60. Причины прихватов 1. Большая разность между давлением столба промывочной жидкости в скважине и пластовыми давлениями в
- 61. Ликвидация затяжек и прихватов • Расхаживание колонны и проворачивание ее ротором при интенсивной промывке скважины. •
- 62. Ликвидация затяжек и прихватов • Резкое встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, вибраторов, небольших гидравлических ударов,
- 63. 17.6. Опасные технологические события (отказы) в технической подсистеме скважины • Работоспособное состояние (работоспособность) – состояние объекта,
- 64. Опасные технологические события (отказы) в технической подсистеме скважины • Отказ бурильного инструмента (отвинчивание, обрыв, падение, промыв,
- 65. Опасные технологические события (отказы) в технической подсистеме скважины • Отказ обсадной колонны (отвинчивание, разрушение, смятие, падение,
- 66. 17.7. Ловильный инструмент Труболовки наружные и внутренние предназначены для извлечения из скважин целиком или по частям
- 67. ТРУБОЛОВКИ ВНУТРЕННИЕ НЕОСВОБОЖДАЮЩИЕСЯ ПЛАШЕЧНОГО ТИПА Предназначены для извлечения из скважин целиком или по частям аварийной колонны
- 68. ТРУБОЛОВКИ ВНУТРЕННИЕ ОСВОБОЖДАЮЩИЕСЯ ПЛАШЕЧНОГО ТИПА Предназначены для для извлечения из скважины целиком или по частям аварийной
- 69. Печати свинцовые Предназначены для получения на торцевой или боковой поверхности отпечатков предметов, находящихся в скважине. Для
- 70. Печати свинцовые Для определения характера слома бурильных труб и положения их по отношению к центру скважины
- 71. Безопасные переводники БП (РК) Безопасный переводник (разъединитель колонны) предназначены для отсоединения от прихваченного инструмента в заданном
- 72. Метчики Предназначены для извлечения из скважины бурильной колонны, оканчивающейся муфтой или ниппелем бурильного замка, утяжеленной бурильной
- 73. Метчики МЭС и МСЗ предназначены для извлечения из скважины бурильной колонны, оканчивающейся муфтой или ниппелем бурильного
- 74. Колокола ловильные Колокола ловильные типа К предназначены для захвата с последующим извлечением оставшихся в скважине колонны
- 75. Колокола ловильные сквозные Колокола ловильные сквозные типа КС обеспечивают пропуск сквозь корпус оборванного или безмуфтового конца
- 77. Обрушение
- 78. Управление качеством Труболовка наружная механическая освобождающаяся (ТМО-89-116) предназначена для захвата за муфту или высадку и подъема
- 79. Управление качеством Колокола типа К предназначены для захвата с поседующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных
- 80. 12.1. К
- 81. 12.1. К Фрезер колонный конусный ФКК применяют для фрезерования поврежденных участков обсадных колонн. Фрезеры изготавливаются двух
- 82. 12.1. К Фрезеры истирающие-режущие кольцевые типа ФК предназначены для фрезерования прихваченных бурильных труб в обсаженных скважинах.
- 83. 12.1. К Скребки СМ-146 и СМ-168 предназначены для очистки внутренних поверхностей обсадных колонн нефтяных, водяных и
- 84. 12.1. К Шламоуловители Предназначены для улавливания и удаления с забоя металлического скрапа в процессе бурения. Шламоуловитель
- 85. 12.1. К Калибратор Используется в качестве элемента КНБК для: ∙ калибрования ствола скважины по диаметру долота.
- 86. 12.1. К Передвижные центраторы ЦДП Предназначены для управления зенитным углом скважины со стабилизацией азимута. Центратор состоит
- 87. 12.1. К Центраторы ЦЗД Предназначены для центрирования забойного двигателя и компоновки низа бурильной колонны при бурении
- 88. 12.1. К Центраторы долота Предназначены для центрирования долота при бурении нефтяных и газовых скважин. Центрирование происходит
- 89. 12.1. К Расширители типа РРБ Предназначены для расширения скважин в породах средней твердости при подготовке стволов
- 90. 12.1. К Двигатель отклонитель шарнирный ОШ 172.00.000 Предназначен для бурения искривленных и горизонтальных нефтяных и газовых
- 91. 12.1. К Переводник опрессовочный ПОБТ 1-89 с плавающей пробкой предназначен для опрессовки элементов бурильной колонны как
- 92. 12.1. К Переводник кабельный ПК1-195 применяется для передвижения каротажных приборов в скважинах, имеющих угол наклона более
- 93. 12.1. К Гидравлические ударные механизмы предназначены для ликвидации прихватов инструмента в скважинах единичными ударами, направленными вверх
- 94. 12.1. К УБТ со спиральными канавками применяется при бурении глубоких скважин для снижения возможности прихвата инструмента
- 95. 12.1. К Замки для бурильных труб предназначаются для соединения в колонны бурильных труб по ГОСТ 631-63.
- 96. 12.1. К Муфта шарнирная предназначена для работы, как на искривленных, так и прямолинейных участках горизонтальных скважин.
- 97. 12.1. К Турбина турбобура - многоступенчатая. Состоит из системы дисков статора и системы дисков ротора, из
- 98. 12.1. К Пакер предназначен для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины с герметичной изоляцией поглощающих горизонтов или
- 99. 12.1. К Экранирующее устройство УЭЦС-245 предназначено для создания седиментационно уплотненной цементной перемычки и ограничения седиментационных процессов
- 100. 12.1. К Пакер гидромеханический двухманжетный предназначен для: Надежной изоляции близкорасположенных газонефтеводоносных пластов; Обеспечения оптимизации условий формирования
- 101. 12.1. К Пакер механический предназначен для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины
- 102. 12.1. К Опытным заводом ВНИИБТ и внедряется сервисной компанией “Мастер пакер”. Пакер является полнопроходным, высокоэффективным, компрессионно
- 103. 12.1. К Пакер манжетный ПРСМ предназначен для поинтервальной опрессовки обсадных колонн с целью определения мест негерметичности,
- 104. 12.1. К Якорь предназначен для удержания пакера на месте установки при проведении в скважинах ремонтных работ
- 105. 12.1. К Для бурения, с отбором керна, выпускаются керноприемные устройства, применяемые при различных по физико-механическим свойствам
- 106. 12.1. К Для отрыва и удержания керна различных по составу и свойствам горных пород, предлагаются следующие
- 107. 12.1. К Снаряд колонковый унифицированный, предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин с отбором керна, роторным
- 108. 12.1. К Снаряды керноотборные с гидротранспортом керна предназначены для отбора керна в трещиноватых породах при бурении
- 109. 12.1. К Бурильная головка имеет присоединительную муфту и приваренный к ней остов корпуса с тремя ступенчатыми
- 110. 12.1. К Вырезающие устройства предназначены для вырезания участков обсадных колонн с целью забуривания нового ствола, вскрытия
- 111. 12.1. К Предназначено для спуска, цементирования, подвески и герметизации хвостовиков с металлическим уплотнительным элементом. Устройство типа
- 112. 12.1. К Муфта МСЦХ предназначена для спуска на бурильной колонне и цементирования хвостовых обсадных колонн с
- 113. 12.1. К ТРУБОЛОВКИ НАРУЖНЫЕ НЕОСВОБОЖДАЮЩИЕСЯ Труболовки наружные неосвобождающиеся предназначены для извлечения из скважины целиком или по
- 114. Механический ударник предназначен для создания ударных нагрузок (направление ударов возможно как вниз, так и вверх) при
- 115. Гидроударник предназначен для создания ударных нагрузок при ликвидации аварий в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах, связанных
- 116. 12.1. К Удочка шарнирная предназначена для захвата и последующего извлечения электрокабелей УЭЦН, каротажных кабелей, канатов и
- 117. 12.1. К Назначение: Овершоты предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных
- 118. 12.1. К Назначение: Труболовки плашечные типа ТВПМ и ТВПМ1 предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и
- 119. 12.1. К
- 120. 12.1. К
- 121. 12.1. К Назначение: Метчики специальные предназначены для захвата ввинчиванием в резьбу муфт НКТ (тип МЭС) и
- 122. 12.1. К
- 123. 12.1. К
- 124. 12.1. К
- 125. 12.1. К
- 126. 12.1. К
- 127. 12.1. К
- 128. 12.1. К
- 129. 12.1. К
- 130. 12.1. К
- 131. 12.1. К
- 132. 12.1. К
- 133. 12.1. К
- 134. 12.1. Безопасные переводники БП (РК) Безопасный переводник (разъединитель колонны) предназначены для отсоединения от прихваченного инструмента в
- 135. Способы ликвидации поглощений Способ изоляции зоны поглощения или комбинацию способов выбирают в зависимости от размеров каналов
- 136. Обрушение
- 137. Обрушение
- 138. Обрушение
- 139. Обрушение
- 141. Скачать презентацию