КР. Бурение. Виды осложнений при бурении скважин. Аварии и осложнения при бурении
 Скачать 47.92 Kb.
|
|
Виды осложнений при бурении скважин. Аварии и осложнения при бурении. Аварии и осложнения требуют для их ликвидации больших затрат времени и средств, поэтому буровой персонал должен знать причины возникновения и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений при бурении скважин. Аварии всех видов разделяют на две категории: Регистрируемые Регистрации подлежат все аварии, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию (менее 8ч) Учитываемые Учитываются аварии, на ликвидацию которых затрачено более 8 ч. Классификация, учет и расследование аварий. Факторы, влияющие на возникновение аварий, разделяются на три группы: природные (неблагоприятные горно-геологические условия бурения) технологические (несовершенство и различные нарушения технологии бурения); организационно-технические (несовершенство организации буровых работ; несовершенство и неправильное использование буровой техники). Аварии классифицируются: с колонной бурильных труб (оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замковой резьбы или по сварному шву, вследствие срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину названных выше элементов, из-за развинчивания по резьбе или ввиду поломок спуско-подъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на одном штропе и т.д) в результате прихвата бурильной колонны (непредвиденная потеря подвижности колонны труб вследствие прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонними предметами; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок скважин или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне) с обсадными колоннами (аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом по телу трубы, падением колонны или ее части, повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны) с буровыми коронками и долотами (оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей) из-за неудачного цементирования (прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, неподъем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуется проведение дополнительных работ по устранению нарушения, а также негерметичность обсадных и бурильных колонн труб, послужившие причиной некачественного цементирования) падение посторонних предметов в скважину (падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей ПКР, челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений, их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины) аварии с забойными двигателями (оставление турбобура, электробура, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной) прочие аварии (аварии, возникающие при производстве промысловых исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, грузов, шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов талевой системы (кроноблок, крюкоблок); взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бурения) Причины обрывов бурового снаряда: а) геологические: повышенная кавернозность стенок скважины; прилипание бурового инструмента, вывалы породы б) технические: применение изношенного бурового инструмента; низкое качество изготовления резьбовых соединений в) технологические: превышение предельных крутящих моментов; повышенное искривление скважины; потери промывочной жидкости г) организационные: неудовлетворительное материально-техническое снабжение; недостаточный контроль за состоянием бурового инструмента Факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины. Целостность стенок скважины зависит от следующих факторов: Геологические: напряженного состояния пород в нетронутом массиве; строения, структурных связей и литофациальных особенностей горных пород; физико-механических свойств, в том числе пористости, проницаемости, влажности, прочностных и пластических характеристик горных пород; содержания флюида (пластовых вод, газа, нефти); характера и условий залегания пород (угла напластования, степени дефектности, неоднородности, трещиноватости, слоистости, перемятости); наличия других геологических факторов (тектонических сил; нарушений; аномально высоких пластовых давлений, приводящих к выбросам и горным ударам). Технико-технологические: параметров промывочной жидкости и ее физико-химической активности по отношению к горным породам, в том числе: плотности, от которой зависит противодавление на стенки скважины; вязкости и водоотдачи, от которых зависят гидроразрыв и удерживающее усилие; фильтрации; коркообразования; набухаемости и размокания пород; темпа и качества регулирования свойств промывочной жидкости; скорости циркуляции промывочных жидкостей и числа интенсивных длительных промывок, ускоряющих эрозионный процесс разрушения горных пород; гидродинамического и температурного режимов (амплитуды и частоты колебаний гидродинамического давления и изменений температуры на стенках скважины); механических воздействий режущих и изогнутых частей бурового снаряда при спускоподъемных операциях и бурении; проработки ствола; способа бурения; компоновки инструмента; типа породоразрушающего инструмента, от которого зависит эффект поршневания при спускоподъемных операциях; расположения ствола относительно разбуриваемого массива; продолжительности бурения (времени нахождения пород в незакрепленном состоянии) Организационные: технической оснащенности; культуры на буровой; инженерно-технической подготовленности бурового мастера и бригады; правильного выбора профилактических мероприятий и способа ликвидации начавшихся осложнений; состояния контроля за технологическим процессом бурения скважины; климатических условий. Способы ликвидации аварий При ликвидации аварии следует: внимательно разобраться в схеме аварии, ее причине, возможных осложнениях составить на основании этих данных подробный план ликвидации аварии при аварийных работах следует систематически контролировать их ход, при необходимости своевременно вносить коррективы Следует помнить, что работы по ликвидации аварий трудоемкие, ошибки, допущенные при ликвидации аварий, ведут к возникновению новых, более сложных аварий, что приводит к потерям и непроизводительным затратам рабочего времени. Методы ликвидации аварий: Извлечение каротажных приборов из скважины (При оставлении прибора в скважине сначала определяют его местонахождение. При неуверенности в его нахождении на забое работы по определению его местоположения в стволе скважины ведутся прихватоопределителем или другой геофизической аппаратурой) Освобождение скважины от посторонних предметов (Практика буровых работ показывает, что в скважину падают элементы оборудования, работающего на устье скважины. Это сухари ключей УМК, АКБ, ПКР, челюсти и упоры АКБ, а также различные посторонние предметы: кувалды, молотки, ключи гаечные, элементы крепежа (болты, гайки). С забоя в ствол скважины попадают элементы разрушенных долот (лапы, шарошки, тела качения)) Аварии при опробовании бурящихся скважин испытателями пластов (В последние годы все чаще стали практиковать испытание разведочных скважин испытателями пластов сразу же после вскрытия продуктивного пласта, не дожидаясь окончания бурения скважин или вскрытия последующих продуктивных пластов. Однако при этом возникают аварии с испытателями пластов, прихваты колонн бурильных труб, спускаемых с испытателями пластов, особенно нижней их части, расположенной под пакером (хвостовиком); поломки и разъединение узлов испытателей пластов, газопроявления) Аварии при испытании скважин (Завершающий этап строительства скважины – испытание первого продуктивного горизонта – связан со спуском в скважину НКТ и проведением прострелочноперфорационных работ, которые нередко сопровождаются авариями: поломкой и срывом резьбы в элементах НКТ, прихватами, нарушением целостности обсадных колонн и падением посторонних предметов в скважину) Предупреждение аварий при испытании скважин испытателями пластов. Работы по вызову притока надо производить только под руководством ответственного лица из числа ИТР, согласно утвержденному плану и в присутствии представителя военизированной части. До начала испытания устье скважины должно быть оборудовано по соответствующей схеме. Применяемые НКТ с высаженными наружу концами должны быть опрессованы и проверены дефектоскопией. При установке цементных мостов при вскрытом пласте следует оборудовать устье скважины головкой цессона или превентором с плашками под применяемые трубы, а также двумя выкидами, один из которых должен быть соединен с желобом. Проведение работ без них категорически запрещается. Интервал ствола скважины, в котором в процессе бурения испытывали горизонты, необходимо проработать перед спуском долота на забой. Первое долото после испытания необходимо спускать в открытый ствол на пониженной скорости и с возможными предосторожностями, не допуская разгрузок более 50 кН. Инструменты для ликвидации аварий и осложнений: Метчики ловильные Метчик-коронка Пика ловильная Колокол ловильный Печать Отводной крюк Особенности бурения скважин в зонах возможных осложнений. Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема её из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии. Заклинивание в желобных выработках. Желоба образуется в местах перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном сечении размер желоба равен диаметру замка и имеет форму замочной скважины, а глубина его доходит до нескольких десятков сантиметров. Особенно интенсивно желоба образуется в верхней части сильно искривленных скважин, в мягких породах при роторном способе бурения. Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и УБТ. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза. Мероприятия по предупреждению желобообразования: соответствие интенсивности искривления проходимым породам; введение смазывающих добавок в БР применение эксцентричных переводников, позволяющих выводить инструмент из желоба при вращение колонны соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40 над УБТ устанавливать противожелобной центратор соответствующего размера при проектировании и бурении вертикальных скважин не допускать изменения зенитного угла более 1° на 100м, а абсолютное значение угла искривления не должно превышать 3-4° зону и проработать интервал до полного исчезновения посадок Осложнения, связанные с разбуриванием хемогенных пород. Соленосные отложения представляют собой комплекс легкоразмывающихся хемогенных и терригенных пород. После перебуривания соленосных отложений под воздействием нескомпенсированных напряжений горная порода стремиться занять устойчивое положение, вследствие чего в приствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пластические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непрочных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидкостей: растворение и размывание стенок скважин. Растворение соли ухудшает качество БР, требуются дополнительные затраты труда и средств на его стабилизацию. При критической температуре плотность бурового раствора должна быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных пород, что исключит течение солей. К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразования. Причиной образования каверн являются растворимость и размыв солей. Растворимость солей можно уменьшить путем: применения нерастворимых сред буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий подавления растворимости одной соли другой в соответствии с закономерностями солевого равновесия перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5—10%) для исключения возможности растворения пластовой соли в призабойной зоне при более высокой температуре С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофита необходимо: соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности БР использовать способ бурения скважины «опережающим стволом» увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной колонны на 0,05м по сравнению с принятым Для снижения скорости пластического течения солей рекомендуется осуществлять многократные промывки скважины охлажденным раствором, который берётся из запасных ёмкостей, с целью снижения забойной температуры. Сальникообразование. Сальники представляют собой смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра над долотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калибраторов, центраторов, стабилизаторов, промежуточных опор, протекторов. Подъем бурильной колонны с сальником может вызвать эффект поршневания, понижение давления под сальником, что служит причиной обвалов, проявлений. Причинами образования сальников являются: низкое качество БР; низкая скорость, восходящего потока, плохая очистка раствора; наличие толстой глинистой корки на стенках скважины; большая разница в диаметрах элементов бурильной колонны; нарушение герметичности колонны; кавернозность и наличие ступенчатого ствола. Прихват под действием перепада давлений. Дифференциальное давление (перепад между гидростатическим и пластовым) прижимает колонну к стенке скважины. Прихват возможен при наличии в разрезе хорошо проницаемых пород с проницаемостью до 600 - 800 миллидарси. Возможные породы: песчаник, трещиноватый известняк, алевролиты. Другими условиями возникновения дифференциального прихвата являются образование липкой фильтрационной корки на стенке скважины, возникновение механической прижимающей силы в виде нормальной составляющей веса труб в наклонно направленных скважинах и в искривленных участках ствола вертикальных скважин, оставление бурильной колонны без движения на какое-то время. Существенно влияние продолжительности контакта, проницаемости корки и пласта. Чаще всего затяжки и прихваты возникают вследствие оставления бурильной колонны без движения на 10 – 20 мин, причем последующие быстрые нагрузки (рывки) лишь усугубляют прихват. Осыпи, обвалы - происходят при прохождении уплотнённых глин, аргиллитов, глинистых сланцев. В результате смачивания буровым раствором и его фильтратом снижается предел прочности глинистых пород, и происходит осыпание или обрушение в скважину. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба БР. Основная причина обвалообразований - недостаточная прочность горных пород при их обнажении. В естественных условиях залегания горные породы находятся под действием вертикального р gz гв п и бокового р k gz гб р давлений (горное давление). Здесь п средняя плотность вышележащих пород, 1 k - коэффициент бокового распора. Набухание глинистых пород. Водная фаза из бурового раствора с высокой реакционной способностью входит в реакцию с глинами в пласте, вызывая набухание. Роль полимеров не ограничивается только функциями ингибитора абсорбции глиной воды и ингибитора ее диспергирования. Они выполняют целый ряд функций: структурообразователя (а при малой концентрации - разжижителя), флокулянта, понизителя водоотдачи и фильтрации, стабилизатора, гидрофобизатора бурильной колонны и другие. Зоны с аномально высоким пластовым давлением. Когда пластовое давление выше гидростатического, создаваемого буровым раствором, осыпь образуется около стенки ствола скважины. Если её не удалить из скважины, она может накопиться над КНБК и привести к закупорке ствола скважины. Некачественное цементирование скважины: недоподъем тампонажного раствора; межпластовые перетоки; флюидопроявления; недоспуск колонн; низкая адгезия тампонажного камня; недолговечность тампонажного камня. Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии. Сероводород очень опасен для человека. При концентрации даже 1 мг/л возможна смерть от паралича дыхательного центра. Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура воспламенения – 290 °С. Сероводород тяжелее воздуха, его плотность составляет 1,17 г/смЗ. Способность сероводорода образовывать скопления приводит к взрывоопасной концентрации, поэтому при проявлениях сероводорода возможны взрывы и пожары. При бурении скважин, когда вскрываются пласты с сероводородом, должны соблюдаться жёсткие требования по технике безопасности. В условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие осложнения: Разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудования в результате коррозионного растрескиванивания Ухудшение свойств буровых растворов - увеличение водоотдачи, образование высокопроницаемой фильтрационной корки При рН (кислотности) бурового раствора близкой к 7 в случае обильного поступления в скважину сероводорода, образуются густые липкие сгустки, что может привести к прихвату бурильного инструмента При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо использовать: Химически ингибированные тампонажные цементы. В тампонажную смесь включают компоненты, препятствующие проникновению в цементный камень агрессивного агента Бурильные, обсадные трубы и устьевое оборудование использовать из специальных сталей, стойких к наличию сероводорода Водородный показатель кислотности бурового раствора рН поддерживать более 9 В раствор добавлять ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, трудно растворимые в воде Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах Мёрзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замёрзла. Многолетнемёрзлые породы (ММП) - это породы, находящиеся в мёрзлом состоянии в течение многих лет. В верхней части геологического разреза многих северных районов страны залегает толща многолетнемёрзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500м и более. В состав её могут входить как хорошо связанные прочные породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лёд. При бурении в толще ММП пород возникают следующие осложнения: Интенсивное кавернообразование (Кк>1,5) в интервалах залегания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи, обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мёрзлых пород, прилегающих к поверхности Протаивание, размыв за направлением, кондуктором, проникновение БР в затрубное пространство в том числе соседних близкорасположенных скважин при бурении с поглощением БР с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразовании Недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъём цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессорных труб в случае обратного промерзания при длительных простоях, консервации скважин Примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период Выбросы БР, воды, газа из-за наличия зажатых между мёрзлых вод и пропластов гидратов Одной из основных характеристик ММП, от которой зависит степень осложненности условий при сооружении скважин, является их льдистость. Льдистость - отношение веса льда к весу сухой породы, уменьшается с глубиной, для верхней части разреза в ряде случаев доходит до 60%. При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздействия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком БР. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород. Температура ММП колеблется в пределах от 0 до -10оС. При охлаждении льда, находящегося в замкнутом объеме, на 10 С давление повышается на 13,43 МПа. Следовательно, чем ниже температура ММП, тем большие усилия действуют на колонну обсадных труб при обратном промерзании пород. Это может привести к смятию и поломке колонн. Газонефтеводопроявления, открытые фонтаны. Основные понятия и определения. (ГНВП) Газонефтеводопроявления (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность или производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины. Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП По степени опасности возникновения ГНВП скважины распределяются на три категории: Первая категория: Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления Нагнетательные и наблюдательные, перфорированные в зоне газоносного пласта Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположены между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100м³/т Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия Все скважины с отсутствием циркуляции Разведочные скважины Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10% Вторая категория: Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100м³/т Нагнетательные скважины с пластовым давление больше гидростатического менее чем на 10% Третья категория: Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.) Причины возникновения ГНВП Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операция инструмента и оборудования Поглощение жидкости, находящейся в скважине Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин Длительные простои скважины без промывки Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также водяных и нефтяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения ГНВП (даже если пластовое давление ниже гидростатического) Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации ГНВП Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условия вскрытия пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Некачественное цементирование обсадных колонн Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб Основные признаки ГНВП: Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско - подъемных операциях Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным Снижение плотности жидкости при промывке скважины Повышенное газосодержание в жидкости глушения Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или прсотоях Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану Остановить двигатели внутреннего сгорания Отключить силовые и осветительные линии электропитания Отключить электроэнергию в загазованной зоне Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещения работников и населения Основные требования при одновременном производстве работ на кусте по бурению, освоению и эксплуатации скважин. 1.Общие положения: 1.1. В настоящей инструкции регламентированы специфические требования безопасности работ, обусловленные технологическими особенностями кустового строительства нефтяных скважин в условиях одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации. По вопросам, не затронутым в инструкции необходимо руководствоваться действующими в нефтяной промышленности общесоюзными и отраслевыми нормативными документами. Неотъемлемой частью инструкции должны быть типовые проекты на строительство скважин в кусте и организацию работ, согласованные с Госгортехнадзором СССР. 1.2. Действие настоящей инструкции распространяется на нефтяные месторождения Западной Сибири, разбуриваемые кустовым способом, за исключением высокопродуктивных месторождений с аномально высоким давлением. 1.3. Кустом следует считать группу скважин, устья которых расположены на специальной площадке и удалены от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м. Количество скважин в кусте задается проектом разработки месторождения и не должно превышать 24-х. 1.4. Суммарный свободный дебит одного куста скважин принимается не выше 4000 т/сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м3/м3. Скважины куста со свободным фонтанным дебитом более 300 т/сутки должны быть оборудованы клапанами-отсекателями. 1.5. Скважины куста располагаются на площадке по одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускается размещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м. Количество скважин в группе не должно превышать 4-х. 1.6. Размеры кустовых площадок, а также размещение на площадках устьев скважин и оборудования определяются проектами, разработанными территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами и другими компетентными организациями. Проектами должно предусматриваться размещение технологического оборудования на площадках при различных способах эксплуатации скважин в кусте и специальной техники для ликвидации возможных аварийных ситуаций, а также мероприятия по противопожарному обеспечению, эвакуации людей и защите окружающей среды. 1.7. В процессе строительства куста допускается последовательное освоение и ввод в эксплуатацию пробуренных скважин, удаленных от устья скважины, находящейся в бурении, на расстоянии не менее 25 м (исходя из условий свободного размещения вблизи буровой установки передвижного агрегата для освоения и ремонта скважин и крепления оттяжек агрегата). 1.8. Отдельные скважины куста после освоения вводятся в эксплуатацию рабочими комиссиями, а куст в целом - Государственной комиссией в соответствии с утвержденным порядком. *) 1.9. Инженерно-технические работники и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, ремонт и эксплуатацию скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке проходят специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями настоящей инструкции и действующих в нефтяной промышленности правил. Обучение и проверка знаний производится в соответствии с «Положением о порядке обучения рабочих и инженерно-технических работников Миннефтепрома» и «Единой системы работ по созданию безопасных условий труда». Программа и объем инструктажа по видам работ разрабатывается службой техники безопасности предприятия. Проверяет знания и допускает к работам комиссия под председательством главного инженера предприятия. 2.Основные требования: 2.1. Все работы на кустовой площадке должны выполняться по совмещенному плану-графику, согласованному с организациями-соисполнителями, который устанавливает территориальные и оперативные разграничения между структурными подразделениями. 2.2. Права, обязанности и ответственность работников, занятых на строительстве куста скважин, должны быть изложены в должностных инструкциях, разработанных и утвержденных в установленном порядке. 2.3. Ответственным руководителем работ на кусте назначается: - до бурения первой скважины - прораб вышкомонтажной бригады; - с момента бурения первой скважины - представитель УБР; - с момента ввода в эксплуатацию первой скважины - представитель НГДУ. 2.4. Ответственный руководитель выдает разрешения на следующие виды работ: - электрогазосварку; - передвижку буровой установки; - перфорацию, освоение и ремонт скважин; - монтаж передвижных агрегатов; - обвязку и подключение скважин. На каждый из указанных видов работ должен быть получен наряд-допуск (приложение 1). 2.5. Ликвидация аварий, связанных с нефтегазопроявлениями или открытым фонтанированием, должна производиться под руководством штаба по ликвидации аварии, согласно индивидуальному плану. При нефтегазопроявлениях и открытом фонтанировании все работы на кустовой площадке, включая добычу нефти, должны быть прекращены до ликвидации аварии. 2.6. Система водоснабжения буровой установки должна предусматривать возможность аварийного орошения (продолжительностью не менее 1 ч.) устьевого оборудования действующих скважин до подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу или к другому водоисточнику. Для этого в каждом НГДУ на разбуриваемом месторождении необходимо иметь комплект сборно-разборного трубопровода с передвижной насосной станцией. Схема подачи воды на куст утверждается главным инженером НГДУ до начала разбуривания куста. 2.7. Затрубное пространство каждой скважины должно быть оборудовано отводом с задвижкой и соединением для быстрого (в течение не более 0,5 ч.) подключения к цементировочному агрегату. Для этого на кусте необходимо иметь инвентарный комплект трубок и тройников. Схема и технические условия обвязки должны быть утверждены объединением и согласованы с военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов. 2.8. Электрогазосварочные работы должны производиться с соблюдением требований «Правил техники безопасности и производственной санитарии при электросварочных работах», «Правил техники безопасности и производственной санитарии при производстве ацетилена, кислорода и газопламенной обработки металлов», «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил устройства электроустановок», «Правил пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ на объектах народного хозяйства» и «Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности». О проведении огневых работ должны оповещаться все действующие на кусте смежные подразделения. Перед началом и во время проведения огневых работ на бурящихся и эксплуатационных скважинах службами управления буровых работ (УБР) и НГДУ должен осуществляться контроль за состоянием загазованности воздушной среды, а места сбора проб должны указываться в разрешении на огневые работы. Ответственность за безопасное ведение огневых работ несут представители УБР и НГДУ. Запрещаются электрогазосварочные работы, не связанные с монтажом, демонтажем и ремонтом оборудования и коммуникаций: - на расстоянии менее 20 м от канализационных нефтяных колодцев, стоков и нефтепроводов; - в складских помещениях, где хранятся легковоспламеняющиеся горючие материалы. 2.9. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания буровой установки, тракторов, подъемных и цементировочных агрегатов, цементосмесителей и др. техники должны быть оснащены искрогасителями, отвечающими требованиям пожарной безопасности и охраны окружающей среды. 2.10. Порядок передвижения всех видов транспортных средств на площадке устанавливается проектом и контролируется ответственным руководителем работ. При этом должны быть предусмотрены пути их эвакуации в аварийных ситуациях. 2.11. При производстве работ на кусте буровые и вышкомонтажные бригады, а также бригады по освоению должны быть обеспечены устойчивой двухсторонней радио- или телефонной связью с центральным диспетчерским пунктом и первичными средствами тушения пожара, в т.ч. не менее двух огнетушителей ОП-5 и одного ОП-100. 2.12. Курение на территории площадки разрешается только в специально отведенных местах. Ликвидация и предупреждение «ГНВП». Методы ликвидации ГНВП Способ «непрерывного глушения скважины»: При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия скважины. В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточном утяжелении раствора – и наиболее низкие давления в колонне при глушении. Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах. Способ «ожидания и утяжеления»: При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение. Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву платов. Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента. Способ «двухстадийного глушения скважины»: Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов- стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину- стадия глушения Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях. Способ «двухстадийного, растянутого глушения»: Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции. Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов. Способ ступенчатого глушения скважины: Данный способ применяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне («перед дросселем») станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны. Предупреждение ГНВП Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной острасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки. Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП: Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать инвалидность или потерю жизни рабочего. Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима. Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия. Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливо-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин. Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложных комплекс оборудования скважины. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операци, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью ГНВП, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения ГНВП и открытых фонтанов. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития ГНВП. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации ГНВП (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.). Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков ГНВП при бурении и ремонте скважин. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении ГНВП и открытых фонтанов. На каждую скважину с возможностью возникновения ГНВП или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий: Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации ГНВП Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков Режим работы вентиляции при возникновении ГНВП Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков ГНВП, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению ГНВП следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению ГНВП устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала. Список использованной литературы: 1.Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ.пособие: в 6 т. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2001. - 399 с 2.Предеин, А.П. П71 Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие / А.П. Предеин. – Пермь: Издво Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 381 с. 3. Заливин В.Г. «Технологические основы причин возникновения, предупреждения и ликвидации осложнений при строительстве НГС»: учеб.пособие. -Электронный вариант-256 с. 4.Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Часть 1,2. Санкт-Петербург, 2005. 5.Пустовойтенко И.П. - Предупреждение и ликвидация аварий в бурении-М., Недра, 1988 |