Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при проведении работ по бурению, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин на месторождениях

• Название: Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при проведении работ по бурению, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин на месторождениях
• Дата: 07.04.2023
• Размер: 114.87 Kb.
• Имя файла: Instruktsii_po_preduprezhdeniyu__GNVP.docx
• Тип: Инструкция; #1045435
• страница: 5 из 13

3.3. Предупреждение ГНВП и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин

3.3.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

• 
  Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр;
  
• 
  Эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
  
• 
  Устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
  

3.3.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 3.2.14 настоящей Инструкции.

3.3.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

3.3.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

3.3.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

• 
  Предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";
  
• 
  Предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
  
• 
  Охрану недр и окружающей среды.
  

3.3.6. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50 - 0,60 г/куб. см; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

использования пенных систем.

3.3.7. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне посредством свабирования, использования скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ, разработанными предприятием. Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается. При свабировании устье скважины дополнительно оборудуется лубрикатором.

3.3.8. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. Лубрикатор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

3.3.9. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

3.3.10.В целях предупреждения нефтегазопроявления при освоении и текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

• 
  Жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;
  
• 
  Фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;
  
• 
  Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;
  
• 
  Содержание мех.примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.
  

3.3.11. Определение плотности жидкости глушения.

Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

_жг=К_з х (Р_пл х 10²) / (Н х 9.81)
(формула 1)

где: _жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.
Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

• 
  Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/т. допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.
  

• 
  Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.
  

• 
  При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.
  

• 
  На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:
  

Р_пл = ((Н х _жг)/10)+Р_изб

(формула 2)


где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

3.3.12. Перед началом проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.3.13. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и других внутрискважинных операций), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту на бурение скважины или плану работ, обработанная нейтрализатором сернистого водорода. Ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.

3.3.14. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения разрешается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких скважин по месторождениям (или их отдельным участкам) утверждается ОАО «-----».

3.3.15. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, снизить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.3.16. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.3.17. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.