Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
 Скачать 0.77 Mb.
|
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ ВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ОСВОЕНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИНДо начала подготовки к ведению ремонтных работ, скважина и территория куста, обеспечивающая размещение оборудования бригады, должна быть принята мастером ТиКРС по акту от мастера (ведущего инженера, начальника цеха или его заместителя), эксплуатирующего скважину (ЦДНГ). Скважина в ремонт не принимается: при наличии пропусков нефти и газа на соседних скважинах; при неудовлетворительном состоянии обвязки устья и некомплектности шпилек фонтанной арматуры на скважинах куста; Замечания, выявленные при сдаче скважины в ремонт, устраняются силами ЦДНГ. Приступать к ремонту скважины без устранения выявленных нарушений запрещается. Перед тем как бригада ТиКРС приступит к выполнению подготовительных работ, ответственный представитель ЦДНГ обязан: указать опасные участки на кустовой площадке; указать места нахождения на кустовой площадке подземных коммуникаций для безопасного выполнения скрытых работ, установки и заглубления якорей; согласовать рациональную расстановку оборудования на кустовой площадке, обеспечивающую свободный подъезд к соседним скважинам; указать места подъездов технологического транспорта, маршруты их движения по кустовой площадке, места для стоянки транспорта, ожидающего выполнения технологических операций и место для установки мобильных вагон-домиков; при необходимости согласовать временную остановку соседних скважин; разъяснить и согласовать действия ремонтной бригады при аварийных ситуациях. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности, с составлением акта. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического. Плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий проводки ствола скважины, должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости, гидростатического давления в скважине, превышающего проектные пластовые давления на величину: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2); 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины, но не более 2,5-3,0 МПа (25-30 кгс/см2). Глушение скважин первой категории должно проводиться в присутствии представителя ЦДНГ. Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются Заказчиком и отражаются в плане работ. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода. 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 пользователем недр (Заказчиком) и направляется для ознакомления и контроля в ПФС. Данный перечень должен пересматриваться не реже одного раза в квартал, по результатам замеров пластовых давлений. Прием скважины в текущий, капитальный ремонт, освоение или испытание осуществляется специальной комиссией Подрядчика с участием мастера бригады. Возглавляет комиссию начальник цеха или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по организации Подрядчика. Состав комиссии определяется техническим руководителем Заказчика. При отсутствии нарушений действующих правил и норм (стандартов) членами комиссии подписывается пусковой паспорт. Работы по текущему, капитальному ремонту, освоению и испытанию скважин должны проводиться по планам (составленному на основании план-заказа), утвержденным техническим руководителем Подрядчика и согласованным с Заказчиком. Заказчик утверждает схему зон ответственности за монтаж и эксплуатацию необходимого устьевого оборудования при проведении работ различными подрядными организациями (бригада ТиКРС и геофизическая организация) и контролирует это разграничение. Планы работ по текущему, капитальному ремонту, освоению и испытанию скважин на скважинах первой категории согласовываются с противофонтанной службой. Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему, капитальному ремонту, освоению и реконструкции скважин устанавливается Заказчиком. План работ должен содержать: сведения о конструкции и состоянии скважины; сведения о пластовых давлениях и дату их последнего замера (давностью не более 3-х месяцев); сведения о внутрискважинном оборудовании; сведения о наличии давления в межколонных пространствах; перечень планируемых технологических операций; сведения о режимах и параметрах технологических процессов; сведения о высоте подъема цемента за колонной; режимы и параметры технологических процессов; сведения о категории скважины по опасности возникновения ГНВП; газовый фактор; сведения о содержании сернистого водорода; схему и тип ПВО; максимально допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны и результат опрессовки; сведения о глубине залегания продуктивного пласта по вертикали; сведения о типе колонной головки, завод-изготовитель; сведения о типе фонтанной арматуры, завод-изготовитель; сведения о диаметре канавки под уплотнительное кольцо верхнего фланца крестовины фонтанной арматуры; сведения о дате ввода скважины в эксплуатацию; сведения о максимально ожидаемом давлении на эксплуатационную колонну; сведения об объеме запаса жидкости и условиях его доставки с растворного узла; сведения о мероприятиях по предотвращению аварий, инцидентов, и осложнений. При изменении технологии или процесса ремонта, освоения, испытания скважины по согласованию с заказчиком составляется дополнительный план работ. При ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны дополнительно включать: интервал вырезки «окна» в эксплуатационной колонне; технические средства и режимы работ по вырезке «окна»; компоновки колонны труб и низа бурильной колонны; тип породоразрушающего инструмента и его привода; навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизонтального ответвления; режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы; крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая оснастка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и другие технологические операции). Кроме основного плана работ должны составляться дополнительные планы работ на крепление боковых стволов, которые составляются по результатам интерпретации данных геофизического каротажа в процессе бурения или окончательного каротажа. При ведении работ, связанных с ГНКТ, планы работ должны дополнительно включать: минимальный проходной диаметр пакера; фактический график износа ГНКТ; время разрядки скважины после открытия центральной задвижки; количество часов распада геля после ГРП; расчетная глубина текущего забоя; предполагаемое расчетное время проведения ремонта; предполагаемое количество и наименование химреагентов для работы. Перед началом ремонта скважины, бригада должна быть ознакомлена с планом работ, «Планом мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах (фонда скважин) СП ООО «JIZZAKH PETROLEUM». Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов, промыть с целью выхода на поверхность газированной пачки раствора. Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня в ней. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье, на период ремонта, должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Разработка Схемы установки и обвязки противовыбросового оборудования осуществляется предприятиями, выполняющие работы по: капитальному ремонту (реконструкции) скважин методом зарезки бокового ствола; освоению, испытанию и ремонту скважин; с помощью тросоканатного метода (ПВР, геофизические работы, работы по очистке лифтов, с помощью компоновок ОРЭ, ОРЗ); ГРП; ГНКТ; ликвидации и консервации нефтяных и газовых скважин. Схемы должны быть согласованы с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), техническим руководителем Заказчика и утверждены техническим руководителем предприятия – исполнителя работ. Один комплект схем направляется в адрес противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части), обслуживающей данный объект. Второй комплект схем направляется техническому руководителю Заказчика. Копии схем должны быть в каждой бригаде – исполнителя работ. Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см2) с выдержкой в течение 30 минут. Колонна совместно с ПВО считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом. Шибер превентора (глухие плашки) опрессовываются после подъема подземного оборудования. После демонтажа и монтажа ПВО в процессе ремонта проводится повторная опрессовка. Результат опрессовки оформляется актом. Акты опрессовок хранятся в бригаде до окончания ремонта. Запорная компоновка для перекрытия канала труб, состоящая из подъемного патрубка (соответствующего типоразмеру применяемых труб), шарового крана, дистанционного патрубка (соответствующего типоразмеру применяемых в превенторе уплотнительных элементов и верхней секции применяемых труб) и соединительного патрубка, должна находиться рядом с устьем скважины в подготовленном состоянии, с открытым шаровым краном и навёрнутым предохранительным кольцом на ниппеле соединительного переводника. Конструкция шарового крана должна позволять спускать его в скважину. При бурении и промывке скважины под ведущую трубу устанавливается шаровой кран. Диаметр трубы под шаровым краном должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. Патрубки и переводники запорной компоновки должны иметь заводские паспорта и маркировку клеймением. Длина дистанционного патрубка должна обеспечивать расположение муфты ниже плашек превентора. Высота запорной компоновки должна позволять производить закрытие шарового крана после герметизации кольцевого пространства с рабочей площадки. 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. Периодически ПВО должно проходить ревизию на БПО и опрессовываться на рабочее давление в присутствии представителя ПФС. Результат испытания оформляется актом, и записывают в паспорт на оборудование. Периодичность опрессовки: превентора - 1 раз в 6 месяцев (при условии не использования его в аварийных работах, связанных с ГНВП); ревизию, техническое обслуживание и опрессовку блоков глушения и дросселирования на рабочее давление, совместно с манифольдной линией проводить не реже 1 раза в 12 месяцев в условиях механических мастерских БПО. Паспорта на противовыбросовое оборудование должны быть оформлены в соответствии с «ГОСТ 2.610-2006. Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов» и «ГОСТ 2.601-2013. Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы». Емкость долива (хранения) во время ремонта скважины должна быть постоянно обвязана с затрубным пространством с таким расчетом, чтобы в процессе производства ремонтных работ и освоения скважины обеспечивался постоянный долив жидкости в скважину самотѐком или принудительно с использованием насоса. Объем емкости долива должен быть не менее 4,5 м3. Емкость долива может быть стационарной или передвижной (автоцистерна любого типа) и должна устанавливаться на расстоянии не менее 10 м от устья ремонтируемой скважины, в зоне видимости бурильщика капитального ремонта скважин (оператора текущего ремонта скважин). Ёмкость (автоцистерна) должна быть оборудована показывающим замерным устройством (уровнемером), имеющим градуировку с ценой деления 0,2 м3. Плотность жидкости, находящейся в емкости долива, в процессе производства ремонтных работ и освоения скважины, должна соответствовать плотности жидкости глушения, указанной в плане работ. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. 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. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности, указанной в плане работ в количестве: непосредственно на скважине в блоке долива не менее 4,5 м3 и не менее двух объемов скважины, находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления раствора. При проведении ТиКРС с возможным ГНВП, устье на период ремонта должно быть оснащено ПВО. Схема установки и обвязки ПВО согласовывается ПФС. После установки ПВО скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность ГНВП (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без ПВО. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с ПФС. До начала ремонтных работ должно быть проверено функционирование установленных контрольно-измерительных приборов. Колтюбинговые установки с гибкими непрерывными трубами должны быть оборудованы и оснащены следующими контрольно-измерительными системами контроля и регистрации: нагрузок, возникающих при СПО; глубины спуска; давления при прокачивании через гибкую трубу жидкостей в процессе технологических операций; давления на устье скважины; расхода промывочной жидкости. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными ГНВП, а также в скважинах с наличием сернистого водорода не разрешается. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента. При обнаружении ГНВП устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с ПЛА. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста Подрядчика по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим специальный инструктаж. 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 совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины в присутствии представителя ПФС; отсутствуют межколонные давления; устье с фонтанной арматурой или с превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой. 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, приспособление для рубки кабеля - в оперативной готовности. |