Газовые, нефтяные, водяные выбросы, их проявления и предотвращения

Министерство образование и  науки

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования

Тюменский государственный нефтегазовый колледж

 

 

 

 

 

 

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

 НА ТЕМУ

 

«газовые, нефтяные, водяные выбросы, их проявления и предотвращения»

 

 

 

 

 

 

 

ВЫПОЛНИЛ:

Студент группы           НБн-08

ПРОВЕРИЛА:

_________________

 

 

 

ТЮМЕНЬ 2011

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

 

Введение…………………………………………………………………..3

Глава 1

  Виды газо; нефте; водопроявления. ..4

1.1 газо; нефте; водопроявления ..4

1.2 Признаки газо; нефте; водопроявления .5

1.3 Предупреждения газо; нефте; водопроявления .5

1.4Причины возникновения ГНВП .8

Глава 2

Технико- технологические требования

по  предупреждению газо; нефте; водопроявления

и открытых фонтанов ………………………………………………...10

2.1 Грифоны  и межколонные проявления……………………………….10

2.2Стадии  контроля скважины (линии защиты  от открытого 
выброса)………………………………………………………………….11

Глава 3

Техника безопасности 14

Заключение 21

Список литературы 22

 

 

Введение

Несмотря на то, что достигнуты определенные успехи в совершенствовании технологии бурения - повышение качества буровых растворов, крепления скважин, применение надежного противовыбросового оборудования (ПВО) и обсадных труб - количество ГНВП в практике бурения еще достаточно, велико. Причин ГНВП много: применение бурового раствора недостаточной плотности в связи с отсутствием достоверных данных о значениях пластового (норового) давления; снижение забойного давления при подъеме бурильной колонны за счет недолива раствора в скважину; действие отрицательной составляющей гидродинамического давления; снижение гидростатического давления вследствие эффектов фильтрации, контракции и седиментации; недостаточная плотность бурового раствора; неправильная технология проведения промежуточных промывок. Проявления при спускоподъемных операциях, переходящие в открытое фонтанирование, свидетельствуют, прежде всего, об отсутствии надежных средств контроля за скважиной и о нарушениях технологической дисциплины.

Следует отметить, что если ГНВП в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия и глушения скважины, то ГНВП в скважинах малой и средней глубины (до 2000 м) опасны быстрым развитием процесса и трудностями раннего его обнаружения.

Цель работы рассмотреть газовые, нефтяные, водяные выбросы их проявления и предотвращения.

 

 

 

Глава 1

Виды газо; нефте; водопроявлений.

1.1 Газо; нефте; водопроявления

В разбуриваемых  пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины  и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

 

1.2 Признаки газо; нефте; водопроявления

Признаки  начала газопроявлений следующие: а) выход  на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повыщение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

1.3 Предупреждения газо,- нефте- водопроевления

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной. Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося  выброса необходимо немедленно закрыть  скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы  изготовляются нескольких типов. При  использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

В универсальных  превенторах ствол скважины перекрывается  специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются  для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа. Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.
2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.
3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.
4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.
5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газо;нефте;проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.
6. Так как колебания давления при спуско - подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.
7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.
8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.
9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

1.4Причины возникновения газо; нефте; водопроявления

Одним из основных условий возникновения газо; нефти; водопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышение пластовым давлением забойного. Возможно возникновение газо; нефти; водопроявления и при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контрационных эффектов, высокойскорости разбуривания газонасыщенных пород и т.п. Возникновение развитие газо; нефти; водопроявления из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием: ошибок прогнозировании пластовых давлений или определений проектной плотности бурового раствора; технических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномальным высоким пластовым давлением; разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение- снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт); ошибок определений глубины залегание продуктивных отложений; недостаточного оперативного контроля за текущем изменениям пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов; использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью; снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения; снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважин при подъеме труб; снижения плотности бурового раствора при его химической обработке; Снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах; уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов; снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно - механических и реологических параметров бурового раствора; разгазирования раствора при забойной части вследствие длинных простоев скважин без промывок разрушения обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;

Выбор конструкций скважин должен воспроизводится  в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Конструкция скважины должна обеспечить условия  безопасного ведения работ при ликвидации газо; нефте; водопроявлений, охрану недр и окружающий среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичность обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и

дневной поверхности. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2

Технико - технологические требования

по предупреждению газо; нефте; водопроявления и открытых фонтанов

2.1 Грифоны и межколонные проявления

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газа -, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте -, газо - и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

По  причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных  проявлений необходимо: спустить кондуктор  с учетом перекрытия пластов, по которым  может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.

Вместе  с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения. Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

2.2 Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)

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 по использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

первая линия  защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

вторая линия  защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;

третья  линия защиты (защита от открытого  выброса) – ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

 

Типы  и основные параметры противовыбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862—80.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 - вспомогательный  пульт; 2 - станция гидравлического  управления с основным пультом; 3 - разъемный желоб; 4 - фланцевая  катушка; 5 - универсальный превентор; 6 - плашечный превентор; 7 - манометр  с запорным и разрядным устройствами  и разделителем сред; 8 - задвижка с ручным управлением; 9 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 10 - отбойная камера с разрядным устройством; 11 - сепара 
тор; 12 - задвижка с гидравлическим управлением; 13 - устьевая крестовина; 14 - обратный клапан; 15 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 16 - пульт управления гидроприводным дросселем; 17 - обратный фланец 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава3

техника безопасности

При угрозе выбросов буровая бригада  должна немедленно принять надлежащие меры:

1. В  процессе бурения или промывки  скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода 
ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкидке:  при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем, чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются, и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость 
полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

 ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.
3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с 
помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым 
клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было сказано в пункте 1

4. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в 
соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают 
шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя 
приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, 
одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок. Иногда приходится прибегать к бурению под давлением.

При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование - механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают  пожары. При начавшемся пожаре устье  скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию   Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены. 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 газонефтеводопроявлении (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.

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

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлении и открытых фонтанов. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлении 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. Ознакомление производственного персонала с планом ликвидации аварий должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

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 устанавливаются системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести: инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений и предельно допустимым параметрам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спускоподъемных операций, порядок долива и т.п.); проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений; учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием; оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления и доставки на буровую.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов  стенок в  процессе подъема колонны  бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям  проекта.

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных организаций (служб).

Перед началом  проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена  с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать  сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.