Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин

• Название: Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
• Анкор: Проект Инструкция ГНВП
• Дата: 06.08.2021
• Размер: 0.77 Mb.
• Имя файла: Проект Инструкция ГНВП.docx
• Тип: Инструкция; #226299
• страница: 4 из 23

СПОСОБЫ ОБНАРУЖЕНИЯ ГНВП

Основные признаки возникновения и развития ГНВП:

• 
  несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения, ремонта;
  
• 
  увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении, ремонте, проведении СПО или промывки скважины;
  
• 
  повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
  
• 
  несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
  
• 
  повышение газосодержания в буровом растворе или промывочной жидкости (жидкости глушения);
  
• 
  снижение плотности бурового раствора или промывочной жидкости (жидкости глушения) по причине поступления пластового флюида (газ, нефть и т.д.);
  
• 
  поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
  
• 
  резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
  
• 
  изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
  
• 
  увеличение вращающего момента на роторе;
  
• 
  снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях;
  
• 
  перелив жидкости при отсутствии циркуляции;
  
• 
  увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб, по сравнению с расчетным;
  
• 
  снижение плотности жидкости при промывке скважины.
  

В случае появления ранних признаков ГНВП бригада должна действовать в соответствии с:

• 
  оперативной частью ПЛА;
  
• 
  планом практических действий бригад бурения, освоения, испытания, и ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ;
  
• 
  Инструкцией по первоочередным действиям вахт при ГНВП.
  

ПОМНИТЕ: ЛЮБОЕ ГНВП МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНИРОВАНИЮ СКВАЖИНЫ.

6. 
   КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП
   

Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых и эксплуатируемых месторождениях и площадях по степени опасности ремонта скважин подразделяется на три категории и предусматривает повышенную ответственность руководителей, специалистов и персонала к организации и ведению работ по ремонту скважин.

Первая категория:

• 
  нефтяные, нагнетательные, наблюдательные независимо от геологических данных, где ранее произошли ГНВП, выбросы и ОФ;
  
• 
  газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
  
• 
  нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м³/т;
  
• 
  нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10 %;
  
• 
  нефтяные скважины, в продукции которых содержится сернистый водород более 6 % и с возможной концентрацией в воздухе рабочей зоны от 1000 мг/м³ и более;
  
• 
  нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушение колонны или в результате заколонных перетоков;
  
• 
  нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
  
• 
  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 газонефтяного контакта на расстоянии 500 м и ближе;
  
• 
  скважины с отсутствием циркуляции;
  
• 
  разведочные и поисковые скважины;
  
• 
  скважины, переданные из бурения и освоения в текущем году.
  

Вторая категория:

• 
  нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м³/т и менее 200 м³/т;
  
• 
  нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 %;
  
• 
  нефтяные скважины, в продукции которых содержится сернистый водород менее 6 % и с возможной концентрацией в воздухе рабочей зоны до 1000 мг/м³.
  

Третья категория:

• 
  нефтяные скважины, в которых газовый фактор менее 100 м³/т;
  
• 
  нефтяные скважины, в которых пластовое давление равно или ниже гидростатического;
  
• 
  нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  

Категория скважины, подлежащей освоению, текущему или капитальному ремонту, определяется геологической службой Заказчика, и уточняется на момент составления плана-заказа (плана работ).