Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
 Скачать 0.77 Mb.
|
ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИСПЫТАНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНВ случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией. Устье скважины перед проведением промысловых-геофизических работ, перфорации (прострелочно-взрывных работ) в эксплуатационной колонне и НКТ должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, обеспечивающих герметизацию скважины и кабеля при спуске, срабатывании и подъеме прострелочно-взрывной аппаратуры и приборов исследования. Скважина должна быть заполнена жидкостью глушения (промывочной, буровой жидкостью), соответствующей рабочему проекту (соответствующей плотностью, определенной планом-работ). Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, должна производиться в условиях обеспечения герметизации устья скважины при ГНВП. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются специальным планом, утвержденным пользователем недр (заказчиком) и согласованным с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ (РЕКОНСТРУКЦИИ) СКВАЖИН МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ БОКОВОГО СТВОЛАПеред началом работ по забуриванию бокового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы. Перед зарезкой бокового 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 не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Величина давления опрессовки должна быть указана в плане работ. Результаты опрессовки оформляются актом. 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 ПЛА; проверку состояния установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений. Исправность ПВО проверяется мастером или механиком с соответствующей регистрацией результатов проверки в журнале ежесменного осмотра оборудования; учебную тревогу по сигналу «Выброс»; проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимого на случай ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости, в соответствии с рабочим проектом; оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи на двух языках (Узбекском, Русском): «Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Недолив скважин - путь к фонтану!». Вспомогательный пульт управления включается в режим оперативной готовности перед зарезкой бокового ствола. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения, должна определяться из расчета создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 (+/- 0,02 г/см3) от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и осложнений). При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, между ведущей трубой и ее предохранительным переводником устанавливается шаровой кран. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с возможностью ручного управления, должен включаться в его состав и установка дополнительного шарового крана не требуется (кроме бурения скважин с (АВПД)). Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции. При бурении в продуктивных пластах механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны бурильных труб. При длительных остановках или простоях скважин бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровым подрядчиком. При длительных простоях скважины без промывки перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в Плане работ. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины без наблюдения. При длительных простоях скважины спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины. В процессе производства работ по забуриванию бокового ствола и после окончания долбления отрыв от забоя и подъем из свежепробуренного ствола скважины следует производить на пониженной скорости буровой лебедки. При наличии вскрытых пластов, склонных к газонефтеводопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА. При спуске обсадных колонн необходимо ограничить скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов, обеспечить своевременный долив и проведение промежуточных промывок. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА (ГРП), КИСЛОТНОМ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА (КГРП) И БОЛЬШЕОБЪЕМНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ (БОПЗ) Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану работ (дизайну), утвержденному техническим руководителем Подрядчика и согласованному с Заказчиком в установленном порядке. Перед началом работ по гидравлическому разрыву пласта скважин, бригада (флот) должна быть ознакомлена с планом работ (дизайном), ПЛА и возможными осложнениями и авариями. Схема обвязки устья скважины перед проведением ГРП согласовывается с ПФС. Ввод в эксплуатацию устьевого оборудования новых типов производится по согласованию с противофонтанной службой. Арматура ГРП, до установки на устье скважины, опрессовывается в условиях мастерских после каждых шести операций по гидроразрыву пластов (при условии, что прошло не более шести месяцев с даты последней ревизии и опрессовки) на давление, указанное заводом изготовителем в паспорте арматуры в присутствии представителя ПФС. Опрессовка арматуры ГРП оформляется «Актом проведения гидравлического испытания устьевой арматуры» с указанием: номера акта; даты испытания; регистрационного номера арматуры; давления испытания нагнетательного канала; давления испытания узла герметизации. В «Акте проведения гидравлического испытания устьевой арматуры» фиксируется ее состояние по результатам испытания. Арматура ГРП должна комплектоваться паспортом, листами движения и ревизий в условиях мастерских. В комплекте арматуры должна быть герметизирующая катушка, с комплектом резиновых уплотнений (для гладких НКТ и НКТ с высаженными концами), которая обеспечивает герметичность в процессе работ по срыву и посадке пакера ГРП. Резиновое уплотнение катушки и прижимное кольцо должно обеспечивать нормальное прохождение муфты НКТ, не нарушая целостности резины и сохраняя ее герметизирующие свойства в соответствии с требованиями, указанными в Руководстве по эксплуатации оборудования. Контроль состояния резинового уплотнения и прижимного кольца герметизирующей катушки, а так же учет количество насосно-компрессорных труб, прошедших через герметизирующую катушку, производится персоналом бригады по ремонту скважин, осуществляющий срыв и подъем пакера. Информация фиксируется в Приложении, входящего в паспорт завода изготовителя герметизирующей катушки, а так же в Вахтовом журнале бригады ремонта скважин. Приложение является неотъемлемой частью паспорта завода изготовителя, и передается вместе с паспортом при возврате герметизирующей катушки собственнику. Герметизирующая катушка является обязательным элементом арматуры ГРП, и поставляется в комплекте с арматурой по заранее поданной заявке. Ревизия арматуры ГРП производится после каждого демонтажа оборудования. Подъемный патрубок арматуры ГРП (конструкция которой предусматривает патрубок) должен проходить испытание согласно инструкции завода изготовителя. Документация на подъемный патрубок должна быть в комплекте с паспортом на арматуру ГРП и находиться на месте производства работ. При проведении гидравлического разрыва пласта скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье, на период работ, должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием (далее устьевым оборудованием). «Схема установки и обвязки оборудования устья скважины при производстве ГРП», согласовывается противофонтанной службой (Узбекской военизированной частью) и Заказчиком. Устьевое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки, соблюдением одинакового зазора между фланцами по всей окружности, так же длина шпилек должна обеспечивать превышение резьбовой части над гайкой не менее 2-3 нитки. После сборки и затяжки болтов фланцев арматуры ГРП, необходимо опрессовать затрубное пространство на давление указанное в плане работ поэтапно, каждый этап в 3 МПа (30 кгс/см2), но не более допустимого давления на обсадную колонну. Время опрессовки не менее 10 минут. Задвижка ГРП должна быть открыта, и оборудована заглушкой со смонтированным манометром. Результат оформляется Отчетом о посадке, срыве и подъеме пакера. Перед началом работ по закачке, линия высокого давления (нагнетательные трубопроводы), должна быть опрессована. Технологические линии высокого давления должны быть опрессованы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25. Обвязка манифольда с насосными установками и арматурой устья скважины должна осуществляться при помощи специальных труб и шарнирных соединений высокого давления, входящих в комплект установок. Во избежание провисания нагнетательный трубопровод должен быть уложен на опоры. В местах поворота следует устанавливать шарнирные угольники. Для замера и регистрации давления к устьевой арматуре должны быть присоединены показывающий и регистрирующий манометры, выведенные на безопасное расстояние. Предохранительный клапан насосного агрегата, обвязанный с затрубным пространством скважины, должен быть установлен на давление опрессовки эксплуатационной колонны и обеспечивать аварийный сброс давления при превышении допустимой величины. При разрядке скважины после производства ГРП, обязательна установка дублирующей задвижки на задвижке высокого давления. При разрядке скважины после производства ГРП, применение рукавов высокого давления (шлангов) в качестве выкидной линии запрещается. Производить регулировку потока жидкости из скважины задвижками, запрещается. Производить регулировку потока жидкости – только дросселем и штуцерной камерой. Обвязка устья скважины должна осуществляться при помощи специальных труб и шарнирных соединений высокого давления. В случаях проведения ГРП при бригаде ТиКРС, превентор не демонтируется, арматура ГРП устанавливается над превентором. Плашки превентора должны соответствовать диаметру лифта НКТ для проведения ГРП. Демонтаж задвижки высокого давления осуществляется после срыва пакера и глушения скважины в порядке, определенном планом ведения работ. Подъем подземного оборудования, спущенного в скважину, производится после монтажа на устье противовыбросового оборудования в соответствии с утвержденными схемами обвязки устья противовыбросовым оборудованием. После завершения ГРП, все задвижки фонтанной арматуры скважины должны быть закрыты. При обнаружении газонефтеводопроявлений, устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с ПЛА. |