Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория: Ø Газовые скважины, независимо от величины пластового давления. Ø Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3. Ø Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков. Ø Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом. Ø Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%. Ø Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Ø Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория: Ø Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3. Ø Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Третья категория: Ø Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.

Ø Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп

1.2.3.Классификация скважин по категориям опасности возникновения ГНВП.По степени опасности все скважины подразделяются на 3 категории: К ПЕРВОЙ категории - относятся: а)- Газовые скважины независимо от Рпл;

б)- Нефтяные скв-ны, в нефти которых содержится газ больше100 м.куб./т.; или

в)- содержится сероводород превышающий ПДК(Предельно допустимая концентрация)

г)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. на 10% . (и наз.-ся АВПД.)

Ко ВТОРОЙ категории – относятся:

а)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. меньше чем на 10%;

б)- в нефти которых содержится газ обьёмом меньше 100 м.куб./т.; и

в)- содержание сероводорода не превышает ПДК.

К ТРЕТЕЙ категории – относятся скважины в которых Рпл равно или меньше Рг.ст., а

сероводород отсутствует.( Разведочные скв-ны бурятся по первой или второй категории.)

4. Газовые и нефтяные проявления.

ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО.

ГНВП – подразделяются на - Газовые.

- Нефтяные.- Смешанные.

Газовые проявления наиболее опасны, т.к. 1-газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем и давление в короткое время. При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому.2-Газ взрыво пожароопасен, 3-Газ-токсичен(отравления персонала), 4-Скорость подъёма газа в десять раз выше нефти.

Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий связана с очисткой устья, оборудования и территории.

Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.

Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований, а также затягивания процесса герметизации устья.

Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а так же прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.

Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.

Признаки обнаружения ГНВП.

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1 . ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ:( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!!

11-1. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком ГНВП, так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает)2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте. 4.Увеличение крутящего момента на роторе.5.Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.2.Увеличение вязкости ПЖ.3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра). 4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

3-1. ГНВП при спуске инструмента, -причинами является:

- увеличение скорости спуска;(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)-увеличение диаметра инструмента;-уменьшение диаметра скважины;-увеличение вязкости раствора;Мероприятия:1.Ограничение скорости спуска инструмента.2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

–не контролируемый долив, или подъем без долива;
–подъем инструмента с сифоном;
–превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

4. -осложнённый ствол скважины;5. -большие значения СНС.Мероприятия:

-Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).
– Контроль за параметрами промывочной жидкости.
– Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).
–Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.
–Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, ( 10-1) причиной может быть: а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.Р А С С М О Т Р И М эти причины.а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижениемуровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:-- насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;-- загрязнения р-ра шламом;-- приготовления р-ра завышенной плотности.б).- Снижение плотности р-ра происходит при:-- разгазировании р-ра газом из пласта;-- разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;-- вспенивании р-ра при хим. обработке;-- выпадении утяжелителя в осадок.в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:-сужении ствола скважины; -образовании толстой глинистой корки и сальников на стенках скв-ны; -увеличения вязкости и СНС р-ра; -высокой скорости потока; -и большой глубины скважины. При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня раствора в скважине.

7-1.ГНВП при креплении скважины, -причинами является:

а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ.!!!)б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;в).-отсутствие промежуточных промывок;г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

д) -нарушение технологий приготовлений и закачки;

е) -ошибки при расчетах которые могут привести к перетокам из затрубного в трубную и наоборот.Следует учитывать объемы и удельные веса:а) жидкости глушения;б) буферной жидкости;в) цементного раствора;г) продавочной жидкости.М Е Р О П Р И Я Т И Я: -заключаются в недопущении (или устраненении) причин.

Причины возникновения ГНВП при длительных остановках.

Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок.
Уменьшение высоты столба жидкости из-за большой фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.

При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины.

12-1.ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВОЧНОЙ И ЗАДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.

Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям.

1.Создавать на пласт давление достаточное для условия равновесия- Рпл < Рпж < Ргрп

Рпж = Рпл+Δ Р

2. Не вступать в химическую реакция с флюидом продуктивного пласта, породой и не создавать нерастворимые осадки в пласте.3. Иметь стабильные параметры. (по ГТН)4. Быть технологичной в приготовлении и использовании.Параметры жидкости должны соответствовать плану работ, контролироваться при приготовлении на растворном узле, перед закачкой в скважину, а при бурении боковых скважин через каждое 1-2 часа работы. Отклонение параметров от установленных может привести к ГНВП и другим осложнениям.

Плотность - г/см3 - определяется ареометром АБР.(ареометр бурового раствора)

Необходимая плотность определяется с условием создания противодавления на пласт.ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности.При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл ) При повышении может произойти поглощение с понижением уровня промывочной жидкости в скважине.(также происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )

Вязкость Т (секунда). Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром СПВ – 5. Вязкость воды равна 15 сек.
Фильтрация Ф см3/ 30мин. Определяется прибором ВМ – 6. П. жидкость должна иметь минимальную фильтрацию.

2-1. Основное условие равновесия в скважине.

Р пл < Рж < Ргрп.

При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает.

Давление столба жидкости в стволе скважины должно превышать пластовое

Рж = Рпл. + ΔР

Δ Р – превышение давления столба жидкости над пластовым согласно ПБ НГП должно составлять: 10 % от Рпл. - для скважин глубиной до 1200 м. (в интервале от 0 до 1200м) но не более 15 атм.;

5 % от Рпл. - для скважин в интервале от 1200 м. и более, но не более 25-30 атм.

Если Рж > Рпл - это репрессия (бурение, освоение, ремонт), если Рж < Рпл - это депрессия (фонтанная добыча, ГНВП , открытый фонтан).

9-1. Причины возникновения ГНВП при установке нефтяных и кислотных ванн.

При установке нефт-х ванн нарушается условие равновесия в скважине(см Б2-1), уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Поэтому перед установкой ванн необходимо: 1- проверить состояние ПВО, его монтаж должен обеспечить установку ванн при закрытом превенторе. 2- На ведущую трубу устанавливается обратный клапан или шаровой кран.3- Проверяется расчетным путем давление столба жидкости в затрубье и готовится ПЖ соответствующей плотности. (для задавки в случае ГНВП)

При установке кислот. ванн от реакции кислоты с карбонатн породами образуется большое кол-во газа, которое при промывке увеличивается в объеме, тем самым уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Кроме этого кислота разъедает каналы в порах пласта, по которым нач-ся усиленнное поглощнение, ...приводит к ГНВП.

14 Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасно и почему?(см №4)

ГНВП – подразделяются на - Газовые.

- Нефтяные.- Смешанные.

Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт.

Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории.

Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.

15. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- немедленно загерметизировать устье скважины !!!

16. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.17. Причины возникновения ГНВП при СПО (см билет №7+8)- увеличение скорости спуска;(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба пром. жидкости и уменьшение противодавления на пласт.)-увелечение диаметра инструмента;-сужение диаметра скважины;-увелечение вязкости раствора;Мероприятия:1.Ограничение скорости спуска инструмента.2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.3.Проработка (расширка) интервала сужения.–не контролируемый долив, или подъем без долива;–подъем инструмента с сифоном;–превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)Мероприятия:1.-Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).2.– Контроль за параметрами промывочной жидкости.3.– Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).4.–Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.5.–Ограничение скорости подъема.

16-1. Причины возникновения ГНВП при геофизических работах.

Уменьшение плотности бур. р – ра из-за выпадения утяжелителя в осадок;
Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации в пласт;
Поршневание при подъеме прибора;
Увеличение количества одновременно взрываемых зарядов при перфорации.

Причины возникновения ГНВП при длительных остановках.1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок.2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины.

15-1. Причины возникновения ГНВП при поглощении промывочной жидкости.

При поглощении промывочной жидкости уменьшается высота столба жидкости и соответственно противодавление на пласт , появляется депрессия, которая приводит к ГНВП.

ГАЗОБЕЗОПАСНОСТЬ

1-3. ПДК - это концентрация данного вредного вещества в воздухе рабочей зоны, при которой не происходит изменений в организме человека (заболевания или отклонений в состоянии здоровья) в течение рабочего дня и всей трудовой деятельности. Измеряется в мг/м³; % объём.; (мг/литр.).

2.3 НПВ, ВПВ. Углеводороды нефти (метан), сернистые соединения, пары бензина и т.д. в смеси с воздухом при определенной концентрации могут образовывать взрывоопасные смеси, в связи с этим существует понятие нижнего и верхнего предела взрываемости.

НПВ - это минимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой происходит взрыв, при поднесении источника огня, и наличии кислорода.

ВПВ - это максимальная концентрация горючих газов и паров в воздухе, при которой еще происходит взрыв, а выше горение.

Метан: ПДК-300 мг/м3, НПВ- 5%; ВПВ- 15%;

Сероводород: ПДК- 3мг/м3 в смеси с углеводородами; 10мг/м3- в чистом виде;

НПВ-4,3%; ВПВ-45,5%; Сан. норма нас. пункт = 0,008мг/м3

Угарный газ (окись углерода): ПДК- 20 мг/м3 ; НПВ-12,5%; ВПВ-75%.

3.3 Воздух рабочей зоны - это пространство высотой до 2-х м. над уровнем пола или рабочей площадки, на котором находится место временного или постоянного пребывания работающих.

4.3 Промышленные фильтрующие противогазы. (ПФП)

ПФП-предназначены для защиты органов дыхания, зрения, слуха и кожи головы человека от воздействия вредных, ядовитых газов и паров. Противогазы существуют 2-х типов: фильтрующие и изолирующие.

Фильтрующие противогазы.

Фильтрующие противогазы - это противогазы, у которых вдыхаемый воздух очищается от вредных примесей при прохождении через фильтр. Фильтрующие противогазы проверяются мастером не реже одного раза в квартал. Состоит: шлем-маска, гофрированная трубка, коробка, сумка.

Условия эксплуатации:

1. Когда состав вредных, ядовитых газов более или менее известен. (примерно известен)2. Когда содержание кислорода не менее 16%3. Когда вредных веществ не более 0,5%.

4. Запрещается применять: 1)- для защиты от низкокипящих плохо адсорбирующихся органических веществ (метан, этан, ацетилен), 2)-от газов и паров неизвестного состава, 3)в колодцах, ямах, траншеях, плохо проветриваемых помещениях и резервуарах

Проверка противогаза:

1. Внешний осмотр (пожелтевшую с трещинами маску отбраковывают).2.Герметичность: в последовательности - маска-трубка-коробка, поочередно затыкая пробкой или ладонью.

Отбраковка коробок:

1. По сроку хранения - 5 лет.( или 3 года, смотри таблицу ) 2. Если под маской появился запах.3. По отработанному времени.4. По весу: увеличение веса: М (красный) на 35 грамм, СО (белый) на 50гр.5. Если при встряхивании имеется шорох.6. Худые, ржавые, мятые.

Подбор маски. Подбирается по сумме двух измерений:

подбородок-макушка по окружности в см;
Через надбровье от одного ушного отверстия до другого в см.(СМ табл)

Сумма измерений, см	Размер маски
до 93	0	Н-нормальн.У-узкийШ-широкий
93-95	1
95-99	2
99-103	3
103 и более	4

Затем примерка, если свободно - берётся меньший размер.

Хранение - в темном, сухом, прохладном месте вдали от нагревательных приборов.

5.3 Противогаз промышленный фильтрующий модульный ППФМ-92.

Это противогаз, у которого последовательно собрано в модуль две или более коробок (коробки из неокисляющегося металла ). Если соединены 2 коробки, то их защита возрастает до 1% концентрации вредных веществ.Цвета и марки коробок идентичны обычным.Условия эксплуатации:

Наличие кислорода не менее 16%.
Наличие вредных веществ не более 0,5 % для одной коробки.
Когда последовательно собраны две коробки от одного газа, тогда защитное действие удваивается- доходит до 1%.
Знать какой газ.
Нельзя работать в колодцах, траншеях.....итд. См ПФП(4.3)

Размер масок – от 1 до 4, подбирается по таблице. Из одного замера макушка – подбородок, в мм.

Page 2

1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп

Название: lektsii_po_GNVP_32_chasaERBS.doc

Размер: 156 Kb.Чтобы скачать эту работу пришлите любую свою работу.Скачивание начнется мгновенно. !!! Пожалуйста присылайте только собственные работы(реферат, курсовая, контрольная, эссе, гдз, шпаргалки, сочинение, отчет по практике и т.п.) Принимаются форматы (doc,docx,pdf,rtf,ppt,pptx,odt)Продолжить поиск:

Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений

Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений.По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Первая категория:газовые скважины, независимо от величины пластового давления;нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % ;нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория :нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Третья категория :нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени опасности возникновения ГНВП..

Билет № 1.

1. Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин по степени опасности их ремонта подразделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение ответственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологической службой сервисных организаций (ФБН) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 января каждого года по следующим признакам:

1 категория: -газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в э/к через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

■ нефт.скв., имеющие в разрезе близкорасположенные м/у собой газовые и нефт.горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта ПДК.

II категория: -нефт.скв., где Рпл не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м3/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.

III категория:- скважины, в которых Рпл =Рг.ст. или ниже его, Н2S отсутствует.

3. Результаты класс-ции оформляются в виде табл. с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их категории (с расшифровкой скважин I- II категории по давлению и по содержанию Н2S).Таблица подписывается нач.ПТО и ГО филиалов, согласовывается с местным представителем БВО и утверждается гл. инженером и гл. геологом филиала.

4. Утвержденная табл. с результатами класс-ции направляется в 1 квартале каждого года начальникам ЦДНГ и ПКРС Один экз. этой табл. передается представителю БВО для осуществления контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- II категориям по сод.Н2S >ПДК, доп. перевод их в III категорию, если при проведении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие Н2S не обнаружено или его содержание > ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который согласовывается с представителями БВО.

6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делаются предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается % Н2S, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ИТР, ответственные за выполнение этих мероприятий