Повышение эффективности ремонтных работ при ликвидации аварий нефтяных скважин

Использование этого метода может существенно повысить безопасность на нефтяных скважинах и снизить риски возникновения аварий.2.3Патентный анализБлагодаря патентному анализу, можно выбрать наиболее эффективно‒выгодный метод ремонта оборудования при авариях на нефтяных скважинах.Таблица 3 - Анализ перспектив инновацийПатентПреимуществоНедостаткиRU 2272121обеспечивается раннее распознавание характера и интенсивности развивающегося в скважине осложнения и, соответственно, определение времени приостановки дальнейшего углубления забоя для подъема бурильной колонны и включения в ее компоновку кольмататора, спуск компоновки бурильной колонны и оптимальное время гидродинамической обработки стенок скважины кольмататором. Включение кольмататора в компоновку бурильной колонны на основе и в соответствии с результатами параметров информационно-измерительного комплекса позволяет своевременно и эффективно предотвращать осложнения в скважине посредством создания прочного герметизирующего слоя в стенке скважины.при отсутствии информации о состоянии ствола скважины и объективной оценки фильтрационных процессов в системе «скважина-пласт» не представляется возможность выявить оптимальное время как спуска кольмататора в скважину, так и прекращения процесса кольматации. Несвоевременное применение гидродинамической обработки снижает ее эффективность или вообще делает ее бесполезной, поскольку гидродинамическая обработка стенок скважины при прохождении непроницаемых пород не нужна, а при разбуривании интервалов глубин, где согласно предварительному прогнозу ожидается определенный вид осложнения, целесообразно заранее регистрировать конкретный информационный комплекс параметров, соответствующий данному осложнению. Информация должна быть минимальной, но достаточной для принятия ответственных решений по оперативному управлению процессом бурения.RU 2405100повышение надежности работы устройства путем обеспечения срабатывания его в заданное время по команде с поверхности, что позволяет ликвидировать аварию путем приложения только осевой нагрузки. Все это повышает надежность и эффективность работы предложенного устройства и значительно сократит непроизводительные затраты времени при ликвидации аварий.сложность конструкции и оставление в скважине значительного количества деталей после разъединения колонны.Нерегулируемость процесса срабатывания разъединительного переводника, что не позволит полностью использовать ресурс работы породоразрушающего инструмента, особенно в случае простоев.Это может привести к снижению технико-экономических показателей бурения из-за неоправданного роста объема спуско-подъемных операций, особенно при бурении глубоких скважин.RU 2714397повышение эффективности способа проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием за счет обеспечения проходки и проработки неустойчивых труднопроходимых пород пласта с диаметром проходного канала скважины, позволяет добурить скважину до проектного забоя с максимально возможным диаметром, обеспечивает проведение прямой промывки скважины для удаления шлама, повышает надежность реализации способа, снижает трудоемкость и продолжительность реализации способа, снижает финансовые затраты на реализацию способа.- невозможность прорабатывать труднопроходимые участки с неустойчивыми породами пласта компоновкой с профильным перекрывателем, так как из-за низких механических свойств профильные трубы не воспринимают крутящий момент от прорабатывающего инструмента, кроме того невозможно создавать промывку скважины, так как при этом происходит расширение профильных труб;- низкая надежность реализации способа, обусловленная невозможностью расширить профильный перекрыватель подаваемым давлением до проектных геометрических размеров после спуска в скважину, так как обрушенная неустойчивая порода пласта препятствует равномерному расширению;- трудоемкость и продолжительность способа, связанные с дополнительными спускоподъемными операциями по развальцовыванию недовыправленных участков при установке профильного перекрывателя;- высокая стоимость применения способа, связанная с дороговизной профильных труб (профильного перекрывателя), а также недостаточная прочность профильного перекрывателя после установки, так как профильные трубы при изготовлении предварительно деформируют и многократно отжигают.RU 2344263дешевый и надежный способ проходки неустойчивых пород, позволяет безаварийный спуск, установку и цементаж обсадных колонн.-большая технологическая сложность получения ламинарного течения вязкопластичной промывочной жидкости на всей длине интервала неустойчивых пород, так как канал скважины на этом участке имеет неидеальную цилиндрическую форму;- повышенный износ бурового инструмента, так как в вязкопластичной промывочной жидкости присутствуют твердые включения, играющие роль абразива;- снижение рабочего ресурса насосных агрегатов, так как для прокачки вязкопластичной жидкости при промывке необходимо поддержание постоянного высокого давления.RU 2785164предлагаемый способ обеспечивает бурение неустойчивых труднопроходимых пород пласта до проектного забоя без подъема компоновки, повышение надежности реализации способа за счет направленного бурения и последующего цементирования хвостовика, снижение трудоемкости и продолжительности реализации способа, снижение материальных затрат на реализацию способа за счет исключения промежуточных колонн и сокращения спускоподъемных операций.- невозможность прорабатывать труднопроходимые участки с неустойчивыми породами пласта компоновкой с профильным перекрывателем, так как из-за низких механических свойств профильные трубы не воспринимают крутящий момент от прорабатывающего инструмента, кроме того, невозможно создавать промывку скважину, так как при этом происходит расширение профильных труб;- низкая надежность реализации способа, обусловленная невозможностью расширить профильный перекрыватель давлением до проектных геометрических размеров после спуска скважину, так как обрушенная неустойчивая порода пласта препятствует расширению;- трудоемкость и продолжительность способа, связанные с дополнительными спускоподъемными операциями по развальцовыванию недовыправленных участков при установке профильного перекрывателя;- высокая стоимость применения способа, связанная с дороговизной профильных труб (профильного перекрывателя), а также недостаточная прочность профильного перекрывателя после установки, так как профильные трубы при изготовлении предварительно деформируют и многократно отжигают.2.4 Обоснование принятия технического решения, выбор прототипаК современномуи наиболее выгодному методу устранения аварии и технологии разработки нефтяных месторождений относится бурение бокового ствола.Для проведения эффективного бурения выбор участков пласта должен проводится исходя из постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей. В основном выбор участков и зон залежей проводится аналитическим способом с использованием актуальных данных по скважине и месторождению в целом:Выявление фонда аварийных, малодебитных скважин, а также скважин с высокой обводнённостью, восстановление которых возможно при бурении БС;Анализ эффективности выработки запасов участков пласта, эксплуатируемые скважинами-кандидатами;Определение входа в пласт и направление бокового ствола;Определение и обоснование ввода бокового ствола на показатели эксплуатации участка;Потенциальная эффективность бурения бокового ствола исходя из экономических показателей;Выбор оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта[18].С длительным периодом разработки месторождения происходит не только увеличение обводённости добываемой продукции и истощение запасов УВ, но и количество скважин-кандидатов под зарезку боковых стволов. Параллельно этому повышается риск не оправдать результаты проведения данного мероприятия – например, при ошибочной оценки остаточных запасов в различных участках продуктивного пласта, где предполагается бурение БС. Поэтому возникает большое количество требований к подбору кандидатов для успешного и эффективного применения ЗБС.Основные критерии подбора скважин-кандидатов для проведения ЗБС можно условно разделить на четыре составляющие:Геологическая оценка.Заключается в определении наличия продуктивных горизонтов (пропластков и т.п.) в пределах технологически достижимого расстояния от материнского ствола (определение плановых координат целей). Также определяется потенциальная величина извлекаемого запаса и ожидаемый дебит по новому стволу (стволам). Производится на основе анализа геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей (месторождений);Технологическая оценка. Заключается в определении технологической возможности построить ЗБС на плановые координаты с учетом обеспечения необходимого уровня качества строительства и выполнения действующих РД и инструкция. Как правило выполняется проектными институтами на основании достигнутого технико-технологического уровня строительства подобных скважин. По необходимости привлекаются службы недропользователя и бурового подрядчика. На данном этапе выбирается тип профиля, основная технология бурения, заканчивания и освоения БС.Техническая оценка. Заключается в изучении состояния скважины и затрат на ее восстановление. Выполняется на основании текущей характеристики скважин, технического состояния материнской колонны, качества ее крепления, наличия дополнительных осложнений, аварий и т.п. в материнском стволе;Экономическаяоценка. Заключается в определении целесообразности строительства БС (БГС) исходя из комплексной (финансовой) оценкис учетом требований трёх выше указанных показателей. Планируемый к строительству боковой ствол должен быть рентабельным (все затраты должны окупиться полученным дебитом).Только при наличии положительного заключения по всем четырем параметрам (наличие технологически достижимых геологических целей с плановой рентабельностью) может быть принято положительное решение о строительстве БС (БГС).В общем случае подход к заложению каждой БС или БГС должен быть строго индивидуальным, а результаты комплексной оценки необходимо оформлять соответствующим протоколом, согласованным с проектным институтом и соответствующими службами недропользователя.Бурение боковых стволов может быть отнесено как к капитальному ремонту, так и к капитальному строительству. Каждое из направлений имеет свои особенности в части оформления разрешительной документации и планов работ.Так при капитальном ремонте проведение работ осуществляется по планам утвержденным техническим руководителем (главным инженером) буровой организации и согласованными с заказчиком. Планы работ составляются в соответствии с документацией на капитальный ремонт фонда скважин месторождения, площади или куста (без разработки новой проектной документации, т.е. без привлечения проектной организации).При капитальном строительстве бурение бокового ствола попадает под действия федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБвНГП). Согласно ПБвНГП, данные работы также необходимо проводить по планам работ утвержденным техническим руководителем (главным инженером) буровой организации и согласованными с заказчиком, но уже в соответствии с проектной документацией (разработанной проектной организацией) на реконструкцию фонда скважин месторождения, площади или куста.Для того чтобы определить относится бурение бокового ствола капитальному ремонту или к капитальному строительству определен ряд критериев.Таблица 4 - Критерии БС к капитальному ремонту и строительствуотносят к капитальному ремонту еслиотносят к капитальному строительству если целью работ являетсяскважина вводится в работу не из консервации;смена назначения скважины (например, с добывающей на нагнетательную и наоборот);скважина до этого не была ликвидирована;восстановление добычи после обводнения скважины закачиваемой водой;скважина обводнена подошвенной или пластовой водой;смена продуктивного горизонта (пласта) в скважине;не изменяется назначение скважины;ввод скважины из консервации;продуктивный горизонт (пласт) не изменяется и остается прежним.ввод в работу физически ликвидированной скважины;восстановление добычи в аварийной скважине (технически неисправной) при наличии любого из вышеуказанных критериев.Основное правило размещения (проектирования) БС и БГС – это максимально возможный охват продуктивного пласта при минимальных затратах. Требуемый охват пласта достигается путем проводки ствола скважины строго по заданному коридору с минимальными отклонениями. Минимизация затрат в основном достигается путем максимально возможного использования длины материнского (старого) ствола скважины с учетом технологических ограничений[33].2.5 Технико-экономическое обоснованиеК проводке каждого отдельного бокового ствола должно предшествовать технико-экономическое обоснование с целью решения вопросов выбора места и направления бурения скважин, оценки оптимальной длины стволов, прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения.Строительство боковых стволов позволяет выделить следующие преимущества (рис. 18).Рисунок 18 ‒ Преимущества строительства и использования боковых стволовЭкономическая эффективность приведена в расчетном разделе.Расчетный раздел3.1. Технологический расчетПроизведен инженерный расчет по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью стенок скважины по изобретению в области бурения нефтяных скважин.Величина прижимающей силы, действующей на бурильную или обсадную колонну при возникновении дифференциального прихвата равна: МПагде pбр– гидростатическое давление бурового раствора; hпзδ – площадь контакта, м2; hпз– мощность проницаемой зоны, м; δ – толщина глинистой корки, мм; f – коэффициент трения между стальной бурильной трубой и глинистой коркой.Допустимая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны определяется из условия, что материал труб не может быть подвергнут напряжениям, равным пределу его текучести. Расчет допустимого натяжения Pдоппроизводится по формуле:,МПагде σт ‒ предел текучести материала труб, МПа; F ‒ площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м2; k ‒ коэффициент запаса прочности, определяющий степень износа труб. Принимается равным 1,2-1,3.Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:,м3где К ‒ коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D ‒ диаметр долота, м; dн, dв ‒ наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м; Н – длина интервала прихвата, м; h ‒ расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата. h принимается равной 50 - 100 м; h1‒ высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м (в резерв определяют до 3-5 м3нефти).Объем продавочной жидкости для продавки жидкого агента ванны:,=2,1 м3Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкого агента, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а трубы заполнены нефтью:МПагде pг– давление на преодоление гидравлических сопротивлений:МПаЭкономическое обоснование горизонтального бурения базируется на сравнении себестоимости добываемой нефти, получаемой прибыли от ее реализации, срока окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождений без такого бурения. Экономические показатели можно улучшить на основе сокращения эксплуатационных затрат и капитальных вложений[25].Затраты на зарезку одного БС = Ср.стоимость 1м. проходки Ср.длина бокового ствола + ПЗР на скважине = 12,017 · 400,0 + 300,0 = 5106,8тыс.руб.2. Годовая доп.добыча нефти (Qгод доп) = qср· kэ· 365 = 7,4 · 0,907 · 365 = 2449,81 тн.,где qср- среднесуточный дебит скважины после зарезки БС и БГС,kэ- коэффициент эксплуатации скважин.3. Переменные затраты на доп.добычу нефти (Зперем) = Qгод доп · З1перем = 2449,81 · 171,97 = 421293,3 руб. или 421,29 тыс.руб.,где З1перем- условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти.4. Выручка от реализации продукции = Qгод доп· Ценасрреализации 1 т. нефти = 2449,81· 6441,7 = 15780941,1 руб. или 15780,9 тыс.руб.5. НДПИ = Qгод доп· ставка НДПИ = 2449,81·2135,6 = 5231814,2 руб. или 5231,8 тыс.руб.6. С/ст-сть реализованной продукции = Зперем+ НДПИ + Затраты на зарезку БС = 421,29 + 5231,8 + 5106,8 = 10359,89 тыс.руб.7. С/ст-сть 1 тн. доп. добычи = С/ст-сть реализованной продукции / Qгод доп = 10359,89 · 1000 / 2449,81 = 4228,85 руб./т.8. Прибыль от реализации = Выручка от реализации - С/ст-сть реализованной продукции = 15780,9 - 10359,89 = 5421,01 тыс. руб.9. Налог на прибыль = Прибыль от реализации · Ставка налога = 5421,01 · 24% / 100% = 1301,04 тыс. руб.10. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия = Прибыль от реализации - Налог на прибыль = 5421,01 - 1301,04 = 4119,97 тыс. руб.Расчеты показали, что чистый дисконтированный доход в среднем при зарезке БС и БГС составит 26394,6 тыс. руб. Индекс доходности понесенных затрат - 1,78 д. ед. Срок окупаемости мероприятия по дисконтированному доходу составит 0,6 года. По всем критериям инвестиционный проект эффективен.4. Промышленная безопасность, охрана труда и окружающей средыПредприятия при размещении на ней сооружений, зданий, производственных объектов должны соответствовать проекту, разработанному с учетом требований СНиП 11‒89‒80. Территория предприятия, отдельных производственных объектов должна быть спланирована, ограждена (обозначена), застраиваться по генеральному плану. Режимность и характер охраны объектов определяется руководством предприятия, организации.Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности предприятия. Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. Работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных здании, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда. Основами предусмотрено, что ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.Во всех производственных подразделениях нефтяных компаний в обязательном порядке разрабатываются инструкций по технике безопасности, составляются программы подготовки и обучения личного состава, а также предписывается применение средств защиты там, где это необходимо.При заключении коллективного договора работник проходит инструктаж о появлении вредных и опасных производственных факторов, которые имеются на данном рабочем месте, о возможности их влияния на здоровье и о возможных последствиях, льготах и компенсациях за работу в таких условиях [3,4].Риисунок 19 ‒ Обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах [5, 6, 7, 10, 11].Основными мероприятиями охраны труда, предусмотренными коллективным договором предприятий является:1) Своевременное, в соответствии с нормами, предусмотренными СНиП, выдача работающим спецодежды, спецобуви, средств индивидуальной защиты. Спецодежда и спецобувь, которые стали непригодными преждевременно, не по вине работника, заменяют новыми. При невозможности своевременного обеспечения спецодеждой работников, проводится их компенсация;2) Обеспечить работающих соответствующими санитарно-гигиеническими условиями труда;3) Работникам, занятым на работах с вредными условиями труда выдавать молоко или, в случае его отсутствия, заменить денежной компенсацией.4)Обеспечение буровых бригад средствами пожаротушения: огнетушителями (ОП ‒ 10 ПД, ОП2 ‒ 2, ОУ ‒ 1, ОХП ‒ 10), ящиками с песком, резервуарами с водой [6,8, 9];5) Обязательное проведение организацией медосмотров работников, занятых на тяжёлых работах с вредными условиями труда.В нефтегазодобывающей промышленности обеспечение безопасности является приоритетной задачей. При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на оборудование, что связано с нагрузками и ликвидация аварии может проходить в сложных и опасных условиях. Эти проблемы имеют самое прямое влияние на число производственных травм, потерь и хронических заболеваний.Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях[1,2].Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, работы по ликвидации аварии необходимо организовать следующим образом [13].1. Работы по ликвидации аварии в скважине должен выполнять буровой мастер под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного инженера конторы бурения (экспедиции, разведки, участка). Присутствие остальных инженерно-технических работников внутри фонаря и в пределах опасной зоны нежелательно. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 суток с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия.2. До спуска ловильного инструмента в скважину должно быть проверено состояние:а) Талевого каната и надежность его на случай прихвата оставшейся части бурильной колонны;б) Приспособления для крепления неподвижного конца талевого каната;в) Индикатора веса, особенно правильность положения стрелок приборов; четкость записей пишущего прибора; качество и состояние крепления дюритового шланга и трубок от трансформатора давления к показывающим и пишущим приборам индикатора веса;г) Фонаря вышки и крепления его соединений, а также прочности фундаментов под ногами вышки;д) Кронблока, талевого блока, трансмиссий и тормозной системы лебедки;е) Вкладышей и стопорных устройств ротора и вертлюга.3. Крепление ловильного инструмента и другие работы в скважине при подвешенной на ведущей трубе бурильной колонне выполняются при застопоренных вкладышах и зажимах клиньев ротора, исключающих выпадение их при резком вращении или внезапном подъеме. Кроме того, зажимы (клинья) закрепляются болтами.4. Рабочие места внутри вышки должны иметь свободные доступы и отходы, а внутренняя площадь должна быть освобождена от посторонних предметов.5. Помимо изложенного, при работах по извлечению прихваченной бурильной или обсадной колонны необходимо удалить всех рабочих из опасной зоны, кроме бурильщика, но не ближе чем на 50 м от вышки. При бурении на дизельном приводе в дизельном помещении остается дизелист, но он должен быть предупрежден об обязательном нахождении в менее опасной зоне (вдоль условной линии продолжения диагоналей фонаря).Штроп вертлюга дополнительно закрепляют от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которые крепятся в серьгах вертлюга.Развинчивать сильно закрепленные резьбовые соединения следует после подогрева замков (кислородными горелками или другими источниками тепла). При отсутствии автоматических ключей раскреплять резьбовые соединения надо машинными ключами и устанавливать страховые канаты.Крепление рабочего каната ключом должно исключать его отсоединении при любых условиях работы.6. При установке кислотных ванн рабочие, участвующие в смешении и закачке кислоты в скважину, должны работать в одежде из кислотостойкой ткани, предохраняющей тело от поражения кислотой. Лицо должно быть защищено маской, руки резиновыми перчатками, а на ноги надеваются резиновые сапоги с заправкой брюк на выпуск.7. При применении гидравлических домкратов для извлечения прихваченной колонны необходимо:а) Талевую систему держать в свободном состоянии;б) Устанавливать насосы гидравлических домкратов с ручным приводом (ГД 1‒300) вне вышки;в) Прочно связывать домкраты между собой;г) Запрещать выравнивание пистонов (скалок) подкладыванием под них прокладок;д) Выход пистонов допускать не более чем на 400 мм;е) Устанавливать опломбированные исправные манометры с диаметром циферблата не менее 250 мм;ж) При работе с гидравлическим домкратом, имеющим ручной привод (ГД1-300), при давлении до 70 атм. следует пользоваться большим поршнем, а при большем давлении ‒ малым поршнем;з) Равномерно снижать давление путем плавного отвинчивания спускной пробки и плавного спуска жидкости;и) Не допускать сбивания ударами падающего груза верхнего зажимного хомута, а опускать его с ослаблением болтов на хомуте.Также необходимо соблюдать охрану окружающей среды. Ведьнефтянаяпромышленность ‒однаизотраслейснаибольшимвоздействиемнаокружающуюсреду.Этосвязанос тем, чтопродукция скважин, химические реагенты,выбросы,горюче‒смазочныематериалы, используемыевтехническихпроцессах набуровойплощадке,могутзначительнозагрязнятьокружающую среду, а последствия загрязненияподземныхводнепредсказуемы.[38]. ЗаключениеСовременныетехнологииразработкии эксплуатациинефтяных месторожденийгарантируютсрокслужбыскважины и спущенного в нее оборудованиядоконцасрокаэксплуатацииместорождения.Всегда существует возможность возникновения серьезных чрезвычайных происшествий, аварий при эксплуатации любого производственного объекта повышенной опасности. Это связанно с тем, что в течение срока службы, как сама скважина, так и ее эксплуатационное оборудование неоднократно, хотя и с разной частотой, будут выходить из стоя или давать сбои, что приводит к авариям, наряду с нарушением технологического режима сотрудниками.Аварии приводят квременнымперерывамвпроцессебуренияивнекоторыхслучаяхкнепреднамеренномузакрытию скважины.Времяи затраты наликвидациюпоследствийаварийявляютсядорогостоящимиив конечномитогеувеличиваютстоимость буровых работ.Крометого,нагрузки,оказываемыена буровое оборудование,конструкциииинструментывовремяликвидацииаварии,вероятно,негативновлияютнанадежностьибезопасность.Поэтому необходимо принимать всевозможныемерыдляпредотвращенияаварий.Поэтомусоблюдениеразумныхтехнологийстроительстваскважин, правильная эксплуатация техническихсредствисоблюдениетребованийбезопасности являютсяосновнымиусловиями снижения количества аварий на нефтяных скважинах.Главной задачей дипломного проекта является разработка методики повышения эффективности ремонтных работ при ликвидации аварийс помощью патентного поиска. Патентный анализ ремонтного оборудования при авариях нефтяных скважин позволяет выявить наиболее эффективные и инновационные технологии и методы, которые используются для быстрого и качественного устранения аварийных ситуаций на месторождениях, что позволит сохранить производственные, экологические, экономические потери.Кроме того, в настоящей работе сформулированы рекомендации по ликвидации аварий, которые заключаются в выборе метода ремонтных работ с определенным оборудованием и в том, что нужно внимательно разобраться в схеме аварии, ее причине, возможных осложнениях; составить на основании этих данных подробный план ликвидации аварии; при аварийных работах следует систематически контролировать их ход, при необходимости своевременно вносить коррективы.