Отправляет email-рассылки с помощью сервиса Sendsay

Нефтегазовое оборудование и нефтесервисные услуги

Подписаться Бесплатная «Серебряная» новостная рассылка . Подписчиков 201 RSS
←   Октябрь 2006   →
 1
 2
 3
 4
 5
 6
 7
 8
08.10.2006
16:27:14
20:57:10
 9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
25.10.2006
16:43:30
17:57:07
26
26.10.2006
02:07:12
11:26:54
27
28
29
30
31


За последние 60 дней ни разу не выходила


Сайт рассылки: http://www.derrick.ru
Открыта: 30-07-2006

Автор
Союз

Статистика

201 подписчиков
0 за неделю
←   Все выпуски   →

Выпуск Новостей Союза производителей нефтегазового оборудования от 4 октября 2006 г.


4 октября 2006 г.

Новости Союза производителей нефтегазового оборудования

Инструция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании нефтяных и газовых скважин

ИНСТРУКЦИЯ
по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем,
капитальном ремонте, освоении и испытании нефтяных и газовых скважин
 
 
 
Введение
 
          Настоящая инструкция разработана на основании требований Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-254-98) с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири.
При подготовке настоящей Инструкции использованы Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) (далее - ПБНГП), нормативно-техническая документация в области предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, заключения органов государственного надзора и контроля.
          Основными целями настоящей Инструкции являются организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающих предприятий.
          При выполнении работ по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, согласованной письмом Госгортехнадзором России от 29.07.2003 10-03/800, утвержденной первым заместителем Министра энергетики РФ и заместителем Председателя ОАО Газпром.
 
 
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
 
1.1. Газонефтеводопроявление (ГНВП) - вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования.
1.2. Открытый фонтан (ОФ) - это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований.
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 также 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.
 
 
ПОМНИТЕ:
ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН ЛЕГЧЕ ПРЕДУПРЕДИТЬ,
ЧЕМ ЛИКВИДИРОВАТЬ!
 
 
2. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
 
2.1. Главным условием возникновения газонефтеводопроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.
2.2. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:
2.2.1. Ошибки в определении плотности раствора при проектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин.
2.2.2. Недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов.
2.2.3. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями.
2.2.4. Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
2.2.5. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
2.2.6. Снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах.
2.2.7. Длительные простои скважины без промывки.
2.2.8. Снижение плотности раствора в результате химической обработки.
2.2.9. Нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или ремонта скважин.
2.2.10. Некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
2.2.11. Снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема труб.
2.2.12. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
2.3. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа, значительно увеличивает опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
2.3.1. Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
2.3.2. Способностью газовых пачек всплывать в столбе жидкости глушения с одновременным расширением и вытеснением жидкости из скважины.
2.3.3. Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, с сохранением первоначального (пластового) давления.
 
3. РАННЕЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
 
3.1. Основными признаками начавшегося газонефтеводопроявления являются:
3.1.1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
3.1.2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
3.1.3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
3.1.4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.
3.1.5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб, по сравнению с расчетным.
3.1.6. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простое.
3.1.7. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
3.1.8. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
3.2. При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригады. В случае появления признаков газонефтеводопроявления бригада должна действовать в соответствии с Планом практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
Необходимо помнить, что любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.
 
4. ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ
 
4.1. Недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
4.2. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
4.3. Некачественное цементирование обсадных колонн.
4.4. Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
4.5. Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
4.6. Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
4.7. Недостаточная дегазация раствора при газонефтепроявлении.
4.8. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.
4.9. Низкая производственная дисциплина.
 
5. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ
 
5.1. Рабочие проекты на реконструкцию скважины, инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению.
5.2. 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 фонтана) . ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
 
6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ
ПРИ ТЕКУЩЕМ, КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ, ОСВОЕНИИ
И ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН
 
6.1. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.
6.2. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе периодического (повторного) инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия.
6.3. Чтобы своевременно предупредить аварию и принять наиболее эффективное решение для ее ликвидации, специалисты предприятия должны в совершенстве знать особенности возможных аварий и иметь практическую подготовку. Проведение тренировок (учебных тревог) производственного персонала непосредственно на объектах текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин имеет очень важное значение для ликвидации аварии в ее начальной стадии. Известны случаи, когда в момент угрозы открытого фонтанирования даже опытные бригады совершали беспорядочные действия. Поэтому практика в ликвидации имитируемых проявлений и навыки по герметизации устья способствуют выработке уверенности в действиях при возникновении аварийной ситуации.
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу Выброс является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность проведения учебных тревог по сигналу Выброс не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Результаты проведения и оценка действий вахты должны отражаться в Журнале учета проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу Выброс. Ответственным за их проведение является мастер бригады.
6.4. Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин, специалистами предприятия.
6.5. Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу Выброс с последующим разбором и оценкой действий вахты.
6.6. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины. 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.
6.7. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Данный перечень должен пересматриваться не реже одного раза в 3 месяца.
6.8. Прием скважины в капитальный ремонт, освоение или испытание осуществляется специальной комиссией с участием мастера бригады. Возглавляет комиссию начальник цеха (РИТС) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию. Состав комиссии определяется техническим руководителем предприятия.
При отсутствии нарушений действующих правил и норм (стандартов) членами комиссии подписывается пусковой паспорт.
6.9. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады, оператором и машинистом подъемной установки.
6.10. Текущий, капитальный ремонт, освоение и испытание скважин производятся под руководством мастера или ответственного лица из числа специалистов предприятия по плану работ.
План капитального ремонта утверждается техническим руководителем предприятия, производящего ремонт скважины. При выполнении работ подрядным способом план дополнительно согласовывается с техническим руководителем заказчика.
Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливается недропользователем (заказчиком). При текущем ремонте скважин 1 категории по опасности возникновения ГНВП и ОФ план работ согласовывается с недропользователем.
План освоения или испытания скважины утверждается техническим руководителем буровой организации (организации-исполнителя работ) и согласовывается с заказчиком.
6.11. В плане работ на текущий, капитальный ремонт, освоение (испытание) скважины должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды.
В плане также должны быть указаны:
- сведения о конструкции и состоянии скважины;
- сведения о внутрискважинном оборудовании;
- перечень планируемых технологических операций;
- категория скважины по опасности возникновения ГНВП;
- схема и тип противовыбросового оборудования;
- величина пластового давления и дата его замера (давностью не более 3 месяцев);
- газовый фактор;
- высота подъема цемента за колонной;
- плотность жидкости глушения и долива в соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБНГП;
- объем запаса раствора на скважине и на растворном узле, условия его доставки с растворного узла;
- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали;
- тип колонной головки, завод-изготовитель;
- тип фонтанной арматуры, завод-изготовитель;
- диаметр канавки под уплотнительное кольцо верхнего фланца крестовины фонтанной арматуры;
- дата ввода скважины в эксплуатацию;
- максимально ожидаемое давление на устье;
- максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну;
- мероприятия по предотвращению аварий (газонефтеводопроявлений и т.п.).
6.12. Перед началом ремонта, освоения (испытания) скважины бригада должна быть ознакомлена с планом работ.
6.13. 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 100 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 и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического 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 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе;
- скважины с отсутствием циркуляции;
- разведочные и поисковые скважины.
Вторая категория:
- нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 100 м3/м3;
- нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.
Третья категория:
- нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;
- нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
6.14. Ввод в эксплуатацию устьевого и противовыбросового оборудования новых типов производится по согласованию с противофонтанной службой.
6.15. При проведении работ устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования утверждается техническим руководителем предприятия и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
6.16. Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Рабочее давление применяемого противовыбросового оборудования должно быть выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
6.17. Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина опрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см2) с выдержкой в течение 10 минут. Запорная компоновка для перекрытия канала применяемых труб должна находиться рядом с устьем скважины с открытым шаровым краном.
6.18. Для герметизации затрубного пространства должен быть обеспечен беспрепятственный доступ к задвижкам на крестовине фонтанной арматуры. На задвижках должны быть установлены штурвалы.
Производство работ при отсутствии штурвалов на превенторах или на задвижках крестовины фонтанной арматуры запрещается.
6.19. Периодически противовыбросовое оборудование должно проходить ревизию в условиях механических мастерских и опрессовываться на рабочее давление. Результат испытания оформляется актом и записывается в паспорт. Сроки периодической опрессовки противовыбросового оборудования определяются инструкцией по монтажу и эксплуатации на каждый тип оборудования.
6.20. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости. Объем и плотность доливаемой жидкости фиксируется в вахтовом журнале.
На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м3 с запасом жидкости не менее 4 м3.
Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через 0,2 м3.
При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.
Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля за объемом доливаемой в скважину жидкости в соответствии с перечисленными выше требованиями.
На период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.
6.21. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована в соответствии с пп.2.7.5.3 и 2.7.5.6 ПБНГП совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
6.22. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки . закреплена на все шпильки и опрессована на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
6.23. Устье скважины перед прострелочно-взрывными работами в эксплуатационной колонне должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена промывочной жидкостью с плотностью, определенной планом работ.
Во время и после прострелочно-взрывных работ производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины, его снижение не допускается.
6.24 Вызов притока из пласта путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.
Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.
6.25. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двухсторонним актом.
Геофизические работы в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление. Периодичность ревизии и опрессовки лубрикаторов на рабочее давление в механических мастерских . один раз в шесть месяцев. Результаты опрессовок оформляются актами и заносятся в паспорт.
После монтажа на устье скважины лубрикатор должен быть опрессован на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом и отмечаются в вахтовом журнале.
6.26. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.
При нахождении в скважине установки ЭЦН на колонну труб должна быть навернута запорная компоновка и обеспечен постоянный контроль за устьем скважины. Колонна труб должна находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, а приспособления для рубки кабеля . в оперативной готовности.
6.27. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
6.28. При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответствии с Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
6.29. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.
6.30. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы . персоналом бригады, прошедшим специальный инструктаж.
6.31. В бригадах текущего, капитального ремонта, освоения (испытания) скважин должны быть следующие документы:
- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;
- схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием;
- Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования;
- Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- План практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- журнал учета проведения учебно-тренировочных занятий;
- план работ;
- пусковой паспорт;
- акт на глушение скважины;
- паспорт (копия) противовыбросового оборудования;
- акт опрессовки противовыбросового оборудования в условиях механических мастерских;
- акт опрессовки противовыбросового оборудования совместно с запорной компоновкой на устье скважины;
- акт опрессовки выкидных линий;
- паспорта и акты опрессовки в условиях механических мастерских запорной компоновки, шаровых кранов.
Кроме того, в бригадах освоения и испытания, а также в бригадах ремонта скважин производящих работы по замене колонной головки и фонтанной арматуры, должны быть:
- паспорт колонной головки;
- паспорт фонтанной арматуры;
- акт опрессовки межколонного пространства.
 
7. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПРИ БУРЕНИИ НОВЫХ (БОКОВЫХ) СТВОЛОВ
 
7.1. Перед началом работ по забуриванию нового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.
7.2. Перед зарезкой нового ствола в обсадной колонне должен быть установлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой нагрузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным на ней противовыбросовым оборудованием на давление, превышающее на 10% давление при ликвидации газонефтеводопроявлений, открытых фонтанов или при эксплуатации. Величина давления опрессовки должна быть указана в плане работ. Результаты опрессовки оформляются актом.
7.3. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
- инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА);
- проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений (с записью результатов проверки в вахтовом журнале);
- учебную тревогу;
- оценку готовности объекта к оперативному утяжеления бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на скважину.
7.4. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!, Недолив скважин . путь к фонтану!.
7.5. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2);
- 5% для интервалов от 1200 м и до проектной глубины, но не более 2,5-3,0 МПа (25-30 кгс/см2).
7.6. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде (ГТН).
7.7. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под ведущей трубой шарового крана.
При бурении бокового ствола скважины с использованием верхнего силового привода, оборудованного двумя шаровыми кранами (один с дистанционным управлением с пульта бурильщика, второй . с ручным управлением), установка дополнительного шарового крана не требуется.
Диаметр верхней части бурильной колонны должен соответствовать размеру установленных в превенторе плашек.
7.8. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
7.9. Запрещается проводить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
7.10. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
7.11. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
7.12. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
7.13. При длительных простоях скважины без промывки перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.
7.14. При длительных простоях скважины спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.
7.15. При наличии вскрытых пластов, склонных к газонефтеводо-проявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях.
7.16. Во время установки нефтяных ванн или закачки буферной жидкости при цементировании обсадных колонн должно быть обеспечено противодавление на продуктивные пласты согласно установленным требованиям.
7.17. При спуске обсадных колонн необходимо ограничить скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов, обеспечить своевременный долив и проведение промежуточных промывок.
 
По незатронутым в инструкции вопросам следует руководствоваться Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности и иными нормативными документами по противофонтанной безопасности.
 
www.n-g-k.ru
 


Дискуссии на сайте derrick.ru

Oil-gas.ru - Каталог нефтегазового оборудования

N-g-k.ru - Московские нефтегазовые конференции
В избранное