8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Гнвп в бурении


ПРИЗНАКИ ГНВП И МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ — Мегаобучалка

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.

1. Прямые признаки ГНВП:

- увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;

- несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;

- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;

- падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

- увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;



б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

- запах, кипение промывочной жидкости;

- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Методы ликвидации ГНВП:

1. Метод “Бурильщика”

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

– простота применения;

– возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной;

– отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

Недостатки метода:

– значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны;

– повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании;

– продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее

двух циклов циркуляции. Первый цикл – вымыв газовой пачки, второй цикл –непосредственно глушение скважины.

2. Метод “Ожидания и утяжеления”

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной

осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора.

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину, немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов. Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

– долото должно быть у забоя;

– не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

– максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве, должно превышать давление в затрубном пространстве, не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

– возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени.

Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе).

Преимущества метода:

– по срокам реализации он короче, чем метод “Бурильщика”;

– давление на устье скважины в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

– давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

Недостатки метода:

– требуется больше времени на подготовку к ликвидации ГНВП (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции;

– требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метод стравливания давления;

– отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора;

– большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки;

– необходимо проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины

 

megaobuchalka.ru

Определения и основные понятия о ГНВП

 

В геологии под проявлениями понимают самопроизвольное поступление пластовых флюидов по естественным каналам (раз­ломы, трещины и т.п.) на дневную поверхность.

В горном деле под проявлениями понимают неконтроли­руемые поступления газов и жидкостей («рудничный газ» - ме­тан) в горные выработки, создающие угрозу взрывов, отравления персонала и затопления производственных объектов.

В нефтегазовой отрасли под проявлениями понимают не­управляемое поступление пластовых флюидов в ствол скважины, которые, при наличии соответствующих условий, могут разви­ваться и увеличивать свою интенсивность, переходя в аварийные выбросы и открытое фонтанирование.

Обобщающий термин «газонефтеводопроявление» приме­няется, когда компонентный состав флюида (газ, нефть, вода или их смеси) неизвестен.

Ниже приводятся определения и основные понятия о ГНВП, в том числе впервые в отечественной практике, согласно «Инструкции по предупреждению и ликвидации газонефтеводо-проявлений при строительстве и ремонте скважин» - ОАО «Газ­пром» 2000 г.

Буквенные обозначения технологических параметров, ис­пользуемые в данном разделе, соответствуют общепринятым или используемым в «Инструкции...». В некоторых случаях они мо­гут отличаться от принятых в разделе 2 (табл. З.1.).

Таблица 3.1 Обозначения технологических параметров

 

Наименование технологических параметров

Используемые в разделе 2

Используемые в разделе Ъ

1 . Устьевое давление

атм

ру

2. Гидростатическое давление

рб.р.

* гс

рг

3. Гидравлические сопротивления

^^ г.сопр

АР,,

4. Потери давления вследствие зависания

ьрстр-мех. ^ стат

ЬРст

5. Давление на манометре стояка (суммарные потери)

рМ рб.р. ст'    г.сопр.общ

Рг.с.

6. Гидравлические сопротивления в трубах

дрб.р. г.сопр.тр

г.с.т

7. Гидравлические сопротивления в затрубном пространстве

^рб.р.

г.сопр.затр

г.с.к

8. Давление гидроразрыва пород

Р                   Р

* гидрораз.'    грп

Р*.Р

9. Давление начала поглощения

РН.п

пог

10. Эквивалентная плотность начала поглощения

Рн.п.

Рпог

1 1. Эквивалентная плотность гидроразрыва пород

Рг.р.п.

Рг.р.

12. Гидростатическое давление на забое (в трубах)

рзаб Гтр.,0

Р,т

13. Избыточное давление в трубах

ризб Гтр.,й

из.т

14. Гидростатическое давление на забое (в затрубном пространстве)

рзаб Гз.пр.,0

Рг.к

1 5. Избыточное давление в затрубном пространстве

ризб гз.пр.,0

из.к

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - поступление пласто­вого флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве и ремонте, создающее опасность вы­броса бурового раствора (промывочной жидкости) и открытого фонтанирования.

Область предупреждения ГНВП - накопление в стволе скважины объема пластового флюида в пределах от некоторого минимального объема УтЫ, определяемого возможностями средств контроля, до допустимого значения \У\.

У . -(—область предупреждения -> \У\

Область ликвидации ГНВП - поступление пластового флюида в ствол скважины в объеме, превышающем допустимое значение \У] и до некоторого предельного значения Упр.

\У]-(—область ликвидации ГНВП —> Упр

Допустимый объем \У] - объем притока пластового флюи­да в ствол скважины, который определяется из условий обеспе­чения контролируемости скважины и реализации мероприятий по ликвидации ГНВП без осложнений.

Допустимый объем флюида (V] определяется первона­чально в техническом проекте на строительство скважины, а за­тем корректируется инженерной службой предприятия при пла­нировании конкретных работ. При этом величина [У] должна быть не более: 0,5 м3 - при подъеме труб; 1,0 м3 - при бурении и прочих операциях.

Предупреждение ГНВП - предотвращение или ограниче­ние притока пластового флюида в объеме, не превышающем до­пустимого значения [V] м3, и его удаление из скважины при вы­полнении любых работ при ее строительстве и ремонте.

Предельный объем Упр - предельно допустимый объем притока пластового флюида в забойных условиях, при котором ни одно из «опасных сечений» в скважине не будет испытывать перегрузок, превышающих максимально допустимые значения,

при его удалении из скважины стандартными методами управле­ния скважиной.

В качестве «опасных сечений», согласно «Правил безопас­ности в нефтяной и газовой промышленности», в скважине сле­дует принимать:

-     устье скважины;

-     стык секций обсадных колонн;

-     цементное кольцо башмака обсадной колонны;

-     подошву интервала не обсаженного участка ствола сква­
жины с минимальным градиентом гидроразрыва (при наличии пла­
стов с одинаковыми градиентами — выбирается вышележащий
пласт).


www.poilg.ru

Признаки газонефтеводрпроявлений

 

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины опре­деленным образом отражается на гидравлических характеристи­ках циркулирующего потока и свойствах бурового раствора, вы­ходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы различают на прямые и косвенные признаки ГНВП, так как они обладают различной значимостью и информативностью.

Признаки, которые однозначно указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, называют прямыми при­знаками.

Признаки, которые предупреждают о возможности возник­
новения ГНВП, так как они могут возникать не только в резуль­
тате поступления флюида из пласта, но и по другим причинам,
называют косвенными признаками.                      ^

В табл. 3.3. приведен перечень прямых признаков ГНВП с указанием технологических операций, при которых возможно их появление.

Таблица 3.3

Прямые признаки газонефтеводопроявлений при различных видах технологических операций

 

 

 

 

Признаки ГНВП

Бурение, проработ­ка, промывка

СПО

ГИС, ремонтные ра­боты, простой и т.д.

спуск

подъем

1 . Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового рас­твора из скважины при постоянной подаче буровых насосов

-

-

-

-

2. Увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости

-

+

+

+

3. Повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности

-

-

-

_

4. Уменьшение против расчетно­го объема бурового раствора, до­ливаемого в затрубное простран­ство при подъеме бурильного ин­струмента

-

-

+

-

5. Увеличение против расчетного объема бурового раствора в при­емной емкости при спуске бу­рильного инструмента

-

^

-

..   _      н

6. Перелив скважины при оста­новленных насосах

-

+

-

+

В табл. 3.4. приведен перечень косвенных признаков ГНВП с указанием технологических операций, при которых возможно их появление.

Таблица 3.4

Косвенные признаки газонефтеводопроявлений при различных видах технологических операций

 

 

 

Признаки ГНВП

е, проработ-ромывка

СПО

монтные ра-эостой и т.д.

 

 

 

 

 

 

В/а

 

о. *

спуск

подъем

о" §

 

И

 

 

Е >§

1 . Увеличение механической

 

 

 

 

скорости проходки

 

 

 

 

2. Изменение давления на

 

 

 

 

буровых насосах

 

 

 

 

3. Увеличение крутящего

 

 

 

 

момента на роторе

 

 

 

 

4. Изменение параметров бурово-

 

 

 

 

го раствора (плотность, вязкость,

 

 

 

 

водоотдача,   СНС,   рН,      состав

+

-

-

-

фильтрата, температура выходя-

 

 

 

 


www.poilg.ru

Классификация причин возникновения газонефтеводопроявлений

 

Причина возникновения ГНВП есть совокупность взаимо­действия различных факторов, характеризующих геологические условия проводки скважин, применяемую технологию строитель­ства скважины и используемую при этом технику, которые в оп­ределенном сочетании приводят к перемещению пластовых флюидов из горных пород, слагающих разрез скважины, непо­средственно в ее ствол.

Сочетание факторов, которое приводит к поступлению флюида в ствол скважины, является условием возникновения ГНВП.

Факторы, от которых зависит возникновение ГНВП, носят объективный и субъективный характер. Иными словами, они мо­гут быть управляемыми или неуправляемыми. Одной из задач безаварийной проводки скважин является, в том числе, обеспече­ние такого сочетания факторов, при котором вероятность воз­никновения ГНВП была бы минимальной, а в случае их возник­новения была бы минимальной угроза перехода в открытое фон­танирование.

Исключение условий возникновения ГНВП при строитель­стве скважин базируется на выполнении следующих требований:

-    полный учет условий проводки скважины, основанный
на достоверной и объективной информации;

-    правильный выбор и применение технологии строитель­
ства скважины, соответствующие условиям проводки;

-    использование   исправных   и   надежных   технических
средств для реализации выбранной технологии в конкретных ус­
ловиях проводки;

-    неукоснительное и квалифицированное исполнение тех­
нологических рекомендаций, инструкций по эксплуатации тех­
нических средств, правил и предписаний по обеспечению безо­
пасного ведения работ.

Нарушение любого из перечисленных требований может привести к созданию условий возникновения ГНВП или, иными словами, стать причиной его возникновения.

В таком случае можно классифицировать причины возник­новения ГНВП по группам факторов, влияющих на формирова­ние условий их возникновения. Подобная классификация позво­ляет выделить четыре категории причин возникновения ГНВП.

1.  Геологические причины.

2.           Технологические причины.

3.           Технические причины.

4.           Организационные причины.

Принятие решения по классификации причины возникно­вения конкретного ГНВП представляет собой определение при­чинно-следственной связи между факторами, от которых зависит условие возникновения ГНВП в общем случае, и конкретным фактом его возникновения. При этом следует анализировать сле­дующие факторы возникновения аварии:

-    полнота информации о геологических условиях бурения;

-    объективная достоверность геологической информации;

-    работоспособность механических устройств и техниче­
ских средств;

-    исправность   механических   устройств   и   технических
средств;

-    полнота  обеспечения  инженерно-технологической  ин­
формацией;

-    качество инженерно-технологической информации;

-    соответствие инженерно-технологических решений гео­
лого-техническим условиям проведения работ;

-    соответствие квалификации исполнителей характеру вы­
полняемых ими работ;

-    соблюдение технологических требований и режимных
характеристик процессов строительства, эксплуатации или ре­
монта скважин;

-    соблюдение правил и инструкций по безаварийному ве­
дению работ;

-    выполнение мер по предупреждению и профилактике ос­
ложнений и аварий;

-    своевременное исполнение профилактики и ремонта тех­
нических средств и контрольно-измерительной аппаратуры;

-    исполнительская дисциплина персонала в вопросах со­
блюдения технологии,  поддержания режимно-технологических
параметров и контроля технологических процессов;

-    комплектация исполнительского персонала;

-    обученность персонала методам и правилам ведения со­
ответствующих работ.

В результате необходимо определить первопричину собы­тий, приведшую к непосредственному нарушению условий воз­никновения ГНВП. На практике это означает, что следует выяс­нить, какие из вышеперечисленных факторов были нарушены или не выполнялись в момент предшествующий аварии, а затем установить, к какой группе факторов, согласно принятой класси­фикации, они относятся. Таким образом можно классифициро­вать причину ГНВП.

Следует заметить, что во многих случаях однозначная классификация причины возникновения ГНВП весьма затрудни­тельна и даже невозможна.

Тем не менее, наиболее характерные причины возникнове­ния ГНВП вполне определенно можно разделить по группам.


www.poilg.ru

Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления

Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что, зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком – то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других. поэтому этот метод в настоящее время не используется.

Метод косвенного контроля забойного давления

Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах. Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке – оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.

Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление.Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

Методы ликвидации проявлений

 

Метод уравновешенного пластового давления

В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.

1-ый способ, или способ “непрерывного глушения скважины”.

При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т. е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.

Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.

При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

3-ий способ, или способ “двухстадийного глушения скважины”.

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов – стадия в ы м ы в а пластового флюида.Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину – стадия г л у ш е н и я.Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.

4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.

Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы, то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.

Метод ступенчатого глушения скважины

Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

24
Фев

oilman.by

ГНВП РФ

Программа

Целевая аудитория

Дни

Основная образовательная программа профессионального обучения «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП. Категория А»

Персонал бригад бурения, ремонта, освоения, испытания и капитального ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе строительства скважин, принимающий участие в работах по профилактике, предупреждению и обнаружению ГНВП

3

Основная образовательная программа профессионального обучения «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП. Категория В»

Бурильщики, принимающие оперативное участие в проведении работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП стандартными методами

5

Дополнительная профессиональная

образовательная программа «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП. Категория С»

Специалисты по бурению, освоению, испытанию и капитальному ремонту скважин, а также геологических и геофизических служб, принимающие участие в руководстве и организации работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП стандартными методами

5

Дополнительная профессиональная

образовательная программа «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП. Категория D»

Главные специалисты и руководители буровых предприятий и организаций, а также работники служб технологического надзора и контроля, принимающие участие в организации работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП стандартными методами и нестандартными методами при осложненных ГНВП

7

Основная образовательная программа профессионального обучения

«Контроль скважины. Управление скважиной при капитальном и подземном  ремонте. Категория A»

Персонал бригад бурения, освоения, испытания и ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе ремонта скважин, принимающий участие в работах по профилактике, предупреждению и обнаружению ГНВП при капитальном и подземном ремонте скважин

3

Основная образовательная программа профессионального обучения

«Контроль скважины. Управление скважиной при капитальном и подземном ремонте.

Категория B»

Бурильщики капитального и подземного ремонта скважин, принимающие оперативное участие в проведении работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП при капитальном и подземном ремонте скважин

4

Дополнительная профессиональная

образовательная программа «Контроль скважины. Управление скважиной при капитальном и подземном  ремонте. Категория C»

Специалисты по бурению, освоению, испытанию и ремонту скважин, а также геологических и геофизических служб, принимающие участие в руководстве и организации работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП при капитальном и подземном ремонте скважин

4

Дополнительная профессиональная

образовательная программа

«Контроль скважины. Управление скважиной при капитальном и подземном  ремонте. Категория D»

Главные специалисты и руководители буровых предприятий и организаций, а также работники служб технологического надзора и контроля при ремонте скважин, принимающие участие в руководстве и организации работ по профилактике, предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП при капитальном и подземном ремонте скважин

5

Основная образовательная программа профессионального обучения

«Прихваты. Предупреждение и ликвидация»

Персонал бригад бурения, ремонта, освоения, испытания и капитального ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе строительства и ремонта скважин

3

Дополнительная профессиональная

образовательная программа «Прихваты. Предупреждение и ликвидация»

Специалисты по бурению, освоению, испытанию и капитальному ремонту скважин, специалисты геологических и геофизических служб;  главные специалисты и руководители буровых предприятий и организаций, а также работники служб технологического надзора и контроля при строительстве и ремонте скважин

3

Основная образовательная программа профессионального обучения

«Спуск труб в скважину под давлением»

Персонал бригад бурения, ремонта, освоения, испытания и капитального ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе строительства и ремонта скважин

4

Дополнительная профессиональная

образовательная программа

«Спуск труб в скважину под давлением»

Специалисты по бурению, освоению, испытанию и капитальному ремонту скважин, специалисты геологических и геофизических служб;  главные специалисты и руководители буровых предприятий и организаций, а также работники служб технологического надзора и контроля при строительстве и ремонте скважин

4

Основная образовательная программа профессионального обучения

«Основы технологии бурения скважин»

Персонал бригад бурения, ремонта, освоения, испытания и капитального ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе строительства и ремонта скважин

5

Основная образовательная программа профессионального обучения

 «Противовыбросовое оборудование»

Персонал бригад бурения, ремонта, освоения, испытания и капитального ремонта скважин, а также геофизических служб, осуществляющих ГИС и ГТИ в процессе строительства и ремонта скважин

2

Дополнительная

профессиональная

образовательная программа

 «Противовыбросовое оборудование»

Специалисты по бурению, освоению, испытанию и капитальному ремонту скважин, специалисты геологических и геофизических служб;  главные специалисты и руководители буровых предприятий и организаций, а также работники служб технологического надзора и контроля при строительстве и ремонте скважин

2

old.ast-consult.com


Смотрите также