Руководство по гнвп

Инструкция

по
предупреждению возникновения
газонефтеводопроявлений

и
открытых фонтанов при бурении нефтяных
и газовых

скважин

Введение

Настоящая
инструкция разработана на основании
требований «Инструкции по предупреждению
газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов при строительстве и ремонте
скважин в нефтяной и газовой промышленности»
(РД 08-254-98) с учетом специфики работ,
проводимых в условиях Западной Сибири.

При
подготовке настоящей Инструкции
использованы Правила безопасности в
нефтяной и газовой промышленности (ПБ
08-624-03), нормативно-техническая база в
области предупреждения и ликвидации
газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов, заключения органов
государственного надзора и контроля.

Основными
целями настоящей Инструкции являются
организация работы по предупреждению
газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов, повышение безопасности и
противоаварийной устойчивости объектов
нефтегазодобывающих предприятий.

При
выполнении работ по ликвидации открытых
газовых и нефтяных фонтанов следует
руководствоваться «Инструкцией по
организации и безопасному ведению работ
при ликвидации открытых газовых и
нефтяных фонтанов», согласованной
письмом Госгортехнадзором России от
29.07.2003 № 10-03/800, утвержденной первым
заместителем Министра энергетики РФ и
заместителем Председателя ОАО «Газпром».

1. Общие положения

1.1.
Газонефтеводопроявление (ГНВП) — вид
осложнения, при котором поступление
флюида из пласта в скважину или через
ее устье можно регулировать или
приостанавливать с помощью противовыбросового
оборудования.

1.2.
Открытый фонтан (ОФ) — это неуправляемое
истечение пластовых флюидов через устье
скважины в результате отсутствия,
технической неисправности, негерметичности,
разрушения противовыбросового
оборудования или вследствие
грифонообразований.

Открытые
нефтяные и газовые фонтаны являются
наиболее сложными авариями в нефтяной
промышленности. Нередко они приобретают
характер стихийных бедствий, требуют
больших затрат материальных ресурсов,
существенно осложняют деятельность
буровых и нефтегазодобывающих предприятий,
а также прилегающих к району аварии
объектов промышленности и населенных
пунктов, наносят невосполнимый ущерб
окружающей среде.

Поскольку
ликвидация аварий сопряжена с возможным
возгоранием и травмированием работающих
на устье скважины, каждый открытый
фонтан следует рассматривать как
потенциальную возможность группового
несчастного случая.

ПОМНИТЕ:

Открытый фонтан легче предупредить, чем ликвидировать!

2. Причины возникновения газонефтеводопроявлений

2.1.
Главным условием возникновения ГНВП
является превышение пластового давления
над давлением, создаваемым столбом
промывочной жидкости в интервале пласта,
содержащего флюид.

2.2.
Основными причинами возникновения
газонефтеводопроявлений являются:

2.2.1.
Недостаточная плотность бурового
раствора вследствие ошибки при
проектировании или несоблюдения
рекомендуемых параметров раствора
буровой бригадой.

2.2.2.
Недолив скважины при подъеме бурильного
инструмента или простое.

2.2.3.
Поглощение бурового раствора.

2.2.4.
Подъем бурильного инструмента с сальником
(эффект поршневания).

2.2.5.
Высокая скорость подъема или спуска
колонны труб.

2.2.6.
Установка жидкостных ванн для ликвидации
прихвата без выполнения соответствующих
расчетов.

2.2.7.
Снижение плотности бурового раствора
в результате химической обработки.

2.2.8.
Длительные простои без промывки скважины.

2.2.9.
Высокое значение вязкости и СНС бурового
раствора.

2.2.10.
Разрушение обратных клапанов бурильных
или обсадных колонн в процессе их спуска.

2.2.11.
Нарушение целостности обсадных или
бурильных колонн при их спуске в скважину
без заполнения их промывочной жидкостью.

2.2.12.
Некачественное крепление технических
колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные
напорные горизонты.

2.3.
Наличие в разрезе скважины газовых
пластов, а также нефтяных и водяных
пластов с большим количеством растворенного
газа значительно увеличивает опасность
возникновения ГНВП, даже если пластовое
давление ниже гидростатического.

Повышенная
опасность объясняется следующими
свойствами газа:

2.3.1.
Способностью к диффузии, т.е. проникновению
через фильтрационную корку на стенках
скважины в буровой раствор и, путем
накопления в нём, образовывать газовые
пачки.

2.3.2.
Способностью газовых пачек к всплытию
в столбе бурового раствора с одновременным
расширением и вытеснением раствора из
скважины.

2.3.3.
Способностью газовой пачки к всплытию
в загерметизированной скважине, сохраняя
первоначальное (пластовое) давление.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

И Н С Т Р У К Ц И Я 

по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении, испытании, капитальном и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин

1.1.      Газонефтеводопроявления  (ГНВП) — вид  осложнения, 
при  котором  поступление 
флюида  из  пласта 
в  скважину  или 
через  ее  устье 
можно  регулировать  или 
приостанавливать  с  помощью 
запорного  оборудования.

            1.2. 
Открытый  фонтан 
(ОФ) —  это  неуправляемое 
истечение  пластовых  флюидов 
через  устье  скважины 
в  результате  отсутствия, 
технической  неисправности,  негерметичности,  разрушения 
противовыбросового 
оборудования  или  вследствии 
грифонообразований.

            1.3. 
Открытые  нефтяные  и 
газовые  фонтаны  являются 
наиболее  сложными  авариями 
в  нефтяной  промышленности.  Нередко 
они  приобретают  характер 
стихийных  бедствий,  требующих 
больших  затрат  материальных 
ресурсов,  существенно  осложняют 
деятельность  буровых  и 
нефтегазодобывающих 
предприятий,  а  также 
прилегающих  к  району 
аварии  объектов  промышленности  и 
населенных  пунктов,  наносят 
невосполнимый  ущерб  окружающей 
среде.

            Поскольку  ликвидация 
аварий  сопряжена  с 
возможным  возгоранием  и 
травмированием  работающих  на 
устье  скважины,  каждый 
открытый  фонтан  следует 
рассматривать  как  потенциальную 
возможность  группового  несчастного 
случая.

            ПОМНИТЕ:

ОТКРЫТЫЙ 
ФОНТАН ЛЕГЧЕ ПРЕДУПРЕДИТЬ, ЧЕМ 
ЛИКВИДИРОВАТЬ!

1.4.  Предприятия  и 
организации  должны  разрабатывать 
и  реализовывать  систему 
оперативного 
производственного  контроля  по 
предупреждению 
газонефтеводопроявлений  и  открытых 
фонтанов  по  всему 
циклу  работ,  связанных 
со  строительством  и 
эксплуатацией  скважины.

            1.5. 
В  соответствии  с 
Федеральным  законом  «О 
промышленной  безопасности  основных 
производственных  объектов  от 
21.07.97 г., № 116-ФЗ  предприятия  и 
организации 
нефтегазодобывающей 
промышленности  обязаны  заключать 
с  профессиональными  противофонтанными  службами 
договоры  на  обслуживание 
или  создавать  (в 
случаях,  предусмотренных  законодательством)  собственные 
профессиональные 
аварийно-спасательные  службы  (формирования).

            Предприятия  и 
организации  могут  создавать 
нештатные 
аварийно-спасательные 
формирования  из  числа 
своих  работников.

2.  ПРИЧИНЫ  ВОЗНИКНОВЕНИЯ 
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ.

            2.1. Главным  условием 
возникновения 
газонефтеводопроявлений  является  превышение 
пластового  давления  над 
давлением,  создаваемым  столбом 
промывочной  жидкости  в 
интервале  пласта,  содержащего 
флюид.

            2.2. 
Основными  причинами  возникновения 
газонефтеводопроявлений  являются:

2.2.1. 
Недостаточная  плотность  раствора 
вследствии  ошибки  при 
составлении  плана работ  или 
несоблюдения  рекомендуемых  параметров 
раствора  бригадой  текущего, 
капитального  ремонта и  освоения 
скважин.

            2.2.2.  Недолив 
скважины  при  спуско-подъемных  операциях.

            2.2.3.  Поглощение 
жидкости,  находящейся  в  скважине.

            2.2.4.  Глушение 
скважины  перед  началом 
работ  неполным  объемом.

            2.2.5.  Уменьшение 
плотности  жидкости  в 
скважине  при  длительных 
остановках  за  счет 
поступления  газа  из 
пласта.

            2.2.6.  Нарушение 
технологии  эксплуатации,  освоения 
и  ремонта  скважин.

            2.2.7.  Длительные 
простои  скважины  без 
промывки.

            2.3. 
Наличие  в  разрезе 
скважины  газовых  пластов, 
а  также  нефтяных 
и  водяных  пластов 
с  большим  количеством 
растворенного  газа  значительно 
увеличивают  опасность  возникновения 
газонефтеводопроявлений, 
даже  если  пластовое 
давление  ниже  гидростатического.

            Повышенная  опасность 
объясняется  следующими  свойствами 
газа:

            2.3.1.  Способностью 
газа  проникать  в 
интервале  перфорации  в 
скважину  и  образовывать 
газовые  пачки.

            2.3.2.  Способностью 
газовых  пачек  к 
всплытию  в  столбе 
жидкости  с  одновременным 
расширением  и  вытеснением 
ее  из  скважины.

            2.3.3.  Способностью 
газовой  пачки  к 
всплытию  в  загерметизированной  скважине, 
сохраняя  первоначальное  (пластовое) 
давление.

            3. 
ОСНОВНЫЕ  ПРИЗНАКИ  ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ.

            3.1. 
Перелив  жидкости  из 
скважины  при  отсутствии 
циркуляции.

            3.2. 
Увеличение  объема  промывочной 
жидкости  в  приемных 
емкостях  при  бурении 
или  промывке  скважины.

            3.3. 
Увеличение  скорости  потока 
промывочной  жидкости  из 
скважины  при  неизменной 
подаче  насоса.

            3.4. 
Уменьшение,  по  сравнению 
с  расчетным,  объема 
доливаемой  жидкости  при 
спуско-подъемных  операциях.

            3.5. 
Увеличение  объема  вытесняемой 
из  скважины  жидкости 
при  спуске  труб 
по  сравнению  с 
расчетным.

            3.6. 
Снижение  плотности  жидкости 
при  промывке  скважины.

            3.7. 
Повышенное  газосодержание  в 
жидкости  глушения.

            3.8. 
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических
остановках или простоях

            При 
надлежащем  уровне  организации 
работ  подавляющее  большинство 
своевременно  обнаруженных  газонефтеводопроявлений  могут 
быть  ликвидированы  силами 
бригад  освоения  и  ремонта  скважин. 
В  случае  появления 
признаков  газонефтеводопроявлений  бригады 
освоения  и  ремонта 
скважин  должны  действовать 
в  строгом  соответствии 
с  «Планом  практических 
действий  бригад  освоения 
и  ремонта  скважин 
при  возникновении  газонефтеводопроявлений  и 
открытых  фонтанов».

            В 
то же  время  любое 
газонефтеводопроявление  может  привести 
к  открытому  фонтанированию  скважины.

            4. 
ПРИЧИНЫ  ПЕРЕХОДА  ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ  В 
ОТКРЫТЫЕ
ФОНТАНЫ.

            4.1. 
Недостаточная  обученность  персонала 
бригад  освоения,  ремонта 
скважин  и  инженерно-технических  работников 
предприятий  приемам  и 
методам  предупреждения  и 
ликвидации  газонефтеводопроявлений.

            4.2. 
Несоответствие  конструкции  скважины 
горно-геологическим  условиям  вскрытия  пласта 
и  требованиям  “Правил 
безопасности  в  нефтяной 
и  газовой  промышленности”.

            4.3. 
Некачественное 
цементирование  обсадных  колонн.

            4.4. 
Отсутствие,  неисправность,  низкое 
качество  монтажа  противовыбросового  оборудования 
на  устье  скважины.

            4.5. 
Неправильная  эксплуатация  противовыбросового  оборудования.

            4.6. 
Отсутствие  устройств  для 
перекрытия  канала  насосно-компрессорных  или 
бурильных  труб.

            5. 
МЕРОПРИЯТИЯ  ПО  ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ  ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ  И 
ОТКРЫТЫХ  ФОНТАНОВ  ПРИ 
ОСВОЕНИИ,  КАПИТАЛЬНОМ  И 
ТЕКУЩЕМ  РЕМОНТЕ  СКВАЖИН.

            5.1.  Рабочие 
проекты  на  строительство 
скважины,  инструкции  по 
видам  работ,  монтажу 
и  эксплуатации  противовыбросового  оборудования, 
должностные  обязанности  производственного  персонала, 
устанавливаемый  порядок  проведения 
штатных  операций,  планы 
работ,  планы  ликвидации 
аварий  и  другие 
нормативно-технические  документы,  связанные 
с  возможностью  газонефтеводопроявлений,  должны 
включать  четкие,  надежные 
решения  по  их 
предупреждению  и  программы 
противодействия  по  всему 
спектру  причин  возможного 
возникновения  газонефтеводопроявлений  и 
открытых  фонтанов.

            5.2. Разрабатываемые  системы 
оперативного 
производственного  контроля  за 
состоянием  профилактической  работы 
по  предупреждению  газонефтеводопроявлений  и 
открытых  фонтанов  должны 
обеспечивать  проверку  надежности 
и  эффективности  мероприятий 
противодействия  возможным  причинам 
возникновения  аварийных  ситуаций, 
в  том  числе 
использованию  и  регистрации 
прямых  и  косвенных 
признаков  возникновения  и 
развития  газонефтеводопроявлений.

            5.3. 
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 
нефтегазоводопроявлений 
(способ  двухстадийного  глушения 
скважины,  метод  ожидания 
утяжеления  и  др.). 
Программы  обучения  должны 
быть  согласованы  с 
органами  Госгортехнадзора  России.

            5.4. 
Программы  подготовки  рабочих 
кадров  в  специализированных  учебных 
центрах  (комбинатах)  должны 
включать  обучение  практическим 
действиям  при  появлении 
признаков  газонефтеводопроявлений  при 
бурении  и  ремонте 
скважин.

            5.5. Производственные  инструкции 
рабочих  кадров,  задействованных  в 
бурении  или  ремонте 
нефтяных  и  газовых 
скважин,  должны  включать 
конкретные  обязанности  при  возникновении  газонефтеводопроявлений  и 
открытых  фонтанов.

            5.6. На  каждую 
скважину  с  возможностью 
возникновения 
газонефтеводопроявлений  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  газонефтеводопроявлений;

            — 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 
газонефтеводопроявлений;

            — необходимость  и 
последовательность 
выключения  электроэнергии,  остановки 
оборудования,  аппаратов,  перекрытия 
источников  поступления  вредных 
и  пожароопасных  веществ;

            — первоочередные  действия 
производственного  персонала  при  появлении  признаков 
газонефтеводопроявлений, 
порядок  проведения  штатных 
операций  по  предупреждению  развития 
аварии.

            5.7. 
Планирование  аварийной  готовности 
объекта  к  возможному  возникновению 
газонефтеводопроявлений 
следует  проводить  в 
соответствии  с  требованиями 
«Правил  безопасности  в  нефтяной  и 
газовой  промышленности».  Объем 
и  периодичность  контроля 
за  аварийной  готовностью 
объекта  к  возникновению 
газонефтеводопроявлений 
устанавливается  системой  оперативного 
производственного  контроля,  разработанного  предприятием.

            5.8. 
Перед  вскрытием  пласта 
или  нескольких  пластов 
с  возможными  флюидопроявлениями  необходимо 
разработать  мероприятия  по  предупреждению 
газонефтеводопроявлений  и  провести:

            — инструктаж  членов 
буровой  бригады  по 
практическим  действиям  при 
появлении  признаков  газонефтеводопроявлений  и 
предельно  допустимым  параметрам 
(давление  опрессовки  противовыбросового  оборудования, 
скорость  спуско-подъемных  операций, 
порядок  долива  и 
т.п.);

            — проверку  состояния 
буровой  установки,  противовыбросового  оборудования, 
инструмента  и  приспособлений;

            — учебную  тревогу. 
Дальнейшая  периодичность  учебных 
тревог  устанавливается  буровым 
предприятием;

            — оценку  готовности 
объекта  к  оперативному 
утяжелению  бурового  раствора, 
пополнению  его  запасов 
путем  приготовления  и 
доставки  на  буровую.

            5.9. 
Перед  вскрытием  горизонта 
с  возможным  газонефтеводопроявлением  и 
при  наличии  во 
вскрываемом  разрезе  нефтегазосодержащих  пластов 
на  объекте  вывешиваются 
предупреждающие  надписи:  «Внимание! 
В  скважине  вскрыт 
проявляющий  пласт»,  «Недолив 
скважины  приводит  к 
выбросу!»,  «В  контроле 
за  скважиной  перерывы 
не  допустимы!»  и  др.

            5.10.  В 
процессе  испытания  колонн 
на  герметичность  способом 
опрессовки  создаваемое  внутреннее 
давление  на  трубы 
должно  превышать  не 
менее  чем  на  10
%  возможное  давление, 
возникающее  при  ликвидации 
газонефтеводопроявлений  и  открытых 
фонтанов,  а  также 
при  опробовании  и 
эксплуатации  скважины.  Колонна 
считается  герметичной,  если 
в  течение  30 
минут  давление  опрессовки 
снизилось  не  более 
чем  на  5 
кгс/см²  (0.5 МПа).

            5.11.  Манометры, 
устанавливаемые  на  блоках 
дросселирования  и  глушения, 
должны  иметь  верхний 
предел  диапазона  измерений, 
на  30 %  превышающий 
давление  совместной  опрессовки 
обсадной  колонны  и 
противовыбросового  оборудования.

            Система  нагнетания 
гидроаккумулятора  должна  включать 
устройство  автоматического  отключения 
насоса  при  достижении 
в  ней  номинального 
рабочего  давления.

            5.12.  После 
монтажа  и  опрессовки 
превенторной  установки  совместно 
с  обсадной  колонной, 
опрессовки  цементного  кольца 
за  обсадной  колонной 
дальнейшее  бурение  скважины 
может  быть  продолжено 
после  получения  специального 
разрешения  технического  руководителя 
предприятия,  выдаваемого  в 
соответствии  с  порядком, 
согласованным  с  территориальными  органами 
Госгортехнадзора  России  и 
противофонтанной  службой  (если 
это  предусмотрено  договором).

            5.13. 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.

            5.14.  Если 
объемное  содержание  газа 
в  буровом  растворе 
превышает  5 %,  то 
должны  приниматься  меры 
по  его  дегазации, 
выявлению  причин  насыщения 
раствора  газом  (работа 
пласта,  поступление  газа 
с  выбуренной  породой, 
вспенивание  и  т.д.) 
и  их  устранению.

            5.15.  Бурение 
скважин  с  частичным 
или  полным  поглощением 
бурового  раствора  (воды) 
и  возможным  флюидопроявлением  проводится 
по  специальному  плану, 
который  согласовывается  с 
проектировщиком  и  заказчиком.

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

            5.17. 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.

            5.18. 
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 
противовыбросовым  оборудованием,  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;

            — фонтанная  арматура 
до  установки  на 
устье  скважины  должна 
быть  опрессована  на  величину  пробного 
давления.  а  после 
установки  —  на 
давление,  равное  давлению 
опрессовки  эксплуатационной  колонны. Результаты  опрессовки 
оформляются  актом.

            5.19.  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  0,5 — 0,6 г/см³;  при 
большей  разнице  плотностей 
должны  быть  ограниченны 
темпы  снижения  противодавления  на 
пласт.

            5.20.  Перфорация 
продуктивного  пласта  при 
сниженном  уровне  производится 
по  специальному  плану, 
согласованному  с  Заказчиком. Во  время 
перфорации  производителем  работ 
должно  быть  установлено 
наблюдение  за  уровнем 
жидкости  на  устье 
скважины.  Его  снижение 
не  допускается.

            5.21.  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  и 
главным  геологом  предприятия 
и  согласовывается  с  заказчиком  (техническим 
руководителем  и  главным 
геологом).

            5.22.  Работы 
по  капитальному  ремонту 
скважин  должны  проводиться 
специализированными 
бригадами  по  плану 
утвержденному  главным  инженером 
и  главным  геологом 
ремонтного  предприятия  и 
согласованному  с  главным 
инженером  и  главным 
геологом  предприятия  «Заказчика».

            5.23. Перед  началом 
проведения  работ  на 
скважине  бригада  должна 
быть  ознакомлена  с 
планом  ликвидации  аварий 
и  планом  работ, 
который  должен  содержать 
сведения  по  конструкции 
и  состоянию  скважины, 
внутрискважинному 
оборудованию,  перечню  планируемых 
операций,  ожидаемым  технологическим  параметрам 
при  их  проведении. 
С  исполнителями  работ 
должен  быть  проведен 
инструктаж  по  технике 
безопасности  с  соответствующим  оформлением 
в  журнале  инструктажей. 
План  ликвидации  аварий 
должен  быть  вывешен 
на  видном  месте, 
доступном  каждому  работнику.

5.24. 
Прием  скважины  в 
капитальный  ремонт  или 
освоение  осуществляется  комиссией.

Комиссию  возглавляет 
начальник  цеха  капитального 
ремонта  скважин  (начальник 
экспедиции  бурового  предприятия) 
или  уполномоченное  на  это  лицо, 
назначенное  приказом  по 
предприятию.

В  работе 
комиссии  участвует  мастер 
бригады   и  инженер 
по  технике  безопасности 
и  представитель  предприятия 
спецтехники.  При  отсутствии 
нарушений  действующих  правил 
и  норм  членами 
комиссии  подписывается  пусковой 
паспорт.

Капитальный 
ремонт  и  освоение 
скважин  производится  под 
руководством  мастера  и  ответственных  инженерно-технических  работников, 
назначенных  за  выполнение 
технологических  регламентов.

            5.25. Текущий  ремонт 
скважин  производится  под 
руководством  мастера  или 
ответственного  из  числа 
инженерно-технических 
работников  по  плану, 
согласованному  с  ведущим 
геологом  ЦДНГ (ЦППД)  и 
утвержденному  ведущим  инженером 
ЦДНГ  (ЦППД) или  с  
главным  инженером  и 
главным  геологом  НГДУ 
в  случае  выполнения 
работ  подрядным  предприятием. 
При  текущем  ремонте 
скважин  пусковой  паспорт 
подписывается  мастером  бригады.

            5.26.  Ремонт 
скважин  на  кусте 
без  остановки  соседней 
скважины  может  быть 
допущен  при  условии 
осуществления  и  использования 
специальных  мероприятий  и  технических  средств, 
предусмотренных  планом,  утвержденных 
техническим  руководителем  предприятия.

            Допускается  ведение 
работ  по  освоению, 
ремонту  и  вводу 
в  действие  скважин 
с  одновременным  бурением 
на  кусте  и 
одновременная  работа  двух 
бригад  по  ремонту 
скважин.  Расстановка  бригад 
производится  согласно  «Положению 
по  одновременным  работам 
нескольких  подразделений  на 
кусту».  В  таких 
условиях  каждый  производитель 
работ  должен  немедленно 
оповестить  остальных  участников 
работ  на  кусте 
о  возникновении  на 
его  участке  нестандартной 
ситуации  (признаки  газонефтеводопроявлений,  отклонение 
от  технологического  регламента 
и  т.п.).  В 
таких  случаях  все 
работы  на  кусту 
приостанавливаются  до  устранения 
причин  возникновения  нестандартной 
ситуации.

5.27.  В  плане 
работ  на  текущий, 
капитальный  ремонт  и 
освоение  скважин  должны 
быть  предусмотрены  все 
виды  выполняемых  работ 
и  технические  средства, 
обеспечивающие  безопасность  и  охрану  окружающей 
среды.  В  плане 
работ  должно  быть 
также  отражено:

— величина 
пластового  давления  определенная
в соответствии с РД-39-100-91
“Пластовое  давление определяется в
действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки
не реже одного раза в полугодие, а по пъезометрическим  скважинам не реже одного раза  в квартал. На второй стадии разработки
минимальная частота измерений может быть сокращена в двое.” ;

            —  газовый
фактор;

—  объем  и 
плотность  жидкости  глушения.

Глушению 
подлежат  все  скважины 
с  пластовым  давлением 
выше  гидростатического  и 
скважины,  в  которых 
сохраняются  условия  фонтанирования  или 
газонефтеводопроявлений  при  пластовых 
давлениях  ниже  гидростатического.  Объем 
жидкости  глушения  и 
долива,  а  также 
порядок  глушения  скважины 
определяется  инструкцией  по 
глушению  скважин  утвержденной 
руководством  предприятия  и 
согласованной  с  противофонтанной  службой.

5.27.1. 
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.  Доливочная 
емкость  должна  быть 
оборудована  уровнемером  и 
иметь  градуировку.

5.27.2.  На  скважине 
должен  быть  обеспечен 
запас  жидкости  с 
соответствующей  плотностью  в 
количестве  не  менее 
2-х  объемов  скважины, 
находящемся  непосредственно  на 
скважине  или  на 
растворном  узле  при 
наличии  дороги  и 
дежурных  автоцистерн.

            5.28.  В 
процессе  подъема  колонны 
труб  следует  производить 
долив  раствора  глушения 
в  скважину.  Режим 
долива  должен  обеспечивать 
поддержание  уровня  на 
устье  скважины. Свойства
жидкости  глушения,  доливаемой 
в  скважину,  не 
должны  отличаться  от 
находящейся  в  ней. 
Объемы  вытесняемого  из 
скважины  при  спуске 
труб  и  доливаемого 
раствора  при  их 
подъеме  должны  контролироваться  и 
сопоставляться  с  объемом 
поднятого  или  спущенного 
металла  труб.  При  разнице  между 
объемом  доливаемого  раствора 
и  объемом  металла 
поднятых  труб  более 
0.5 м³  подъем  должен 
быть  прекращен  и  приняты 
меры,  предусмотренные  инструкцией 
по  действию  вахты 
при  НГВП.  Если 
в  процессе  СПО оборудования  наблюдаются 
газонефтеводопроявления,  поглощения,  то  СПО
оборудования  должны  быть 
прекращены,  устье  скважины 
герметизировано. Бурильщик, 
старший  оператор  должен 
информировать  о  НГВП 
мастера,  а  при 
его  отсутствии  вышестоящее 
руководство  и  ждать 
дальнейших  распоряжений.  Вести 
наблюдение  за  давлением 
на  устье  скважины 
с  регистрацией  в 
вахтовом  журнале. 

5.29. Глушение скважины производится по
дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения  глушения определяется мастером ремонтной
бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером  цеха ТКРС 
по  согласованию  с  геологической  службой.

            5.30. Работы  по 
промывке  гидратных  пробок 
и  глушению  скважин 
должны  проводиться  в 
соответствии  с  инструкциями, 
согласованными  с  противофонтанной  службой.

            5.31.  При 
перерывах  в  работе, 
независимо  от  их 
продолжительности,  запрещается  оставлять 
устье  скважин  незагерметизированным.

            5.32.  При 
наличии  признаков  сальникообразования  запрещается 
подъем  инструмента  из 
скважины  до  полной 
ликвидации  сальника  путем 
интенсивной  промывки  и 
расхаживания  инструмента.

            5.33.  Ежегодно 
должны  проводится  комплексные 
проверки  бригад  освоения, 
капитального,  текущего  ремонта 
скважин  по  предупреждению  открытых 
нефтяных  и  газовых 
фонтанов  работниками  военизированной  службы 
совместно  с  главными 
специалистами  предприятий.  По 
итогам  проверок  проводятся 
совещания  и  разрабатываются  мероприятия 
по  устранению  выявленных 
недостатков.

            5.34.  К 
работам  на  скважинах 
с  возможными  газонефтеводопроявлениями  допускаются 
бурильщики  и  специалисты, 
прошедшие  подготовку  по 
курсу  “Контроль скважины. Управление  скважиной 
при 
газонефтеводопроявлениях”  в  специализированных  учебно-курсовых  комбинатах, 
имеющих  соответствующую  лицензию. 
Проверка  знаний  и 
переподготовка  этих  кадров 
проводятся  не  реже 
одного  раза  в 
3  года.

            5.35.  Ежеквартально 
с  членами  бригад 
текущего,  капитального  ремонта 
и  освоения  скважин 
проводится  инструктаж  по 
предупреждению  газонефтеводопроявлений  и 
открытых  фонтанов.

            5.36.  Проведение 
учебно-тренировочных  занятий  по 
сигналу  “Выброс”  является  основной 
формой  практического  обучения 
рабочих  бригад  текущего, 
капитального  ремонта  и 
освоения  скважин  первоочередным  действиям 
при 
газонефтеводопроявлениях. 
Периодичность  учебных  тревог 
не  реже  1  раза  в 
месяц  с  каждой 
вахтой.  Ответственным  за 
их  проведение  является 
мастер  бригады.

            5.37.  Руководители 
и  инженерно-технические  работники 
предприятий  при  посещении 
объектов  текущего,  капитального 
ремонта  и  освоения 
скважин  обязаны  проводить 
контрольные  учебные  тревоги 
по  сигналу  “Выброс”  с 
последующим  разбором  и 
записью  оценки  действия 
каждого  члена  вахты 
в  «Журнал  проведения 
учебно-тренировочных  занятий  по 
сигналу  «Выброс»  по  установленной  форме. 

            5.38.  Каждый 
случай 
газонефтеводопроявления 
должен  быть  тщательно 
расследован,  обстоятельства  и 
причины  его  возникновения 
проработаны  с  членами 
бригад  текущего,  капитального 
ремонта  и  освоения 
скважин,  инженерно-техническими  работниками 
цеха,  РИТС  и 
ЦИТС.

            5.39.  При 
обнаружении  признаков  газонефтеводопроявлений  устье 
скважины  должно  быть 
загерметизировано,  а  бригада 
должна  действовать  в 
соответствии  с  планом 
ликвидации  аварий  ПЛА.

            5.40.  После 
герметизации  устья  скважины 
дальнейшие  работы  по 
ликвидации  газонефтеводопроявления  проводятся 
под  руководством  мастера 
или  ответственного  инженерно-технического работника  по 
дополнительному  плану,  согласованному  и 
утвержденному  в  установленном 
порядке  «Заказчиком»  и 
«Подрядчиком».

ПОМНИТЕ:

ПРОМЕДЛЕНИЕ  В 
ДЕЙСТВИЯХ  ПО  ГЕРМЕТИЗАЦИИ 
УСТЬЯ  СКВАЖИНЫ

ДАЖЕ 
ПРИ  НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ  ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ

МОЖЕТ 
ПРИВЕСТИ  К  ОТКРЫТОМУ 
ФОНТАНУ!

            6. Категория  скважины 
по  опасности  возникновения 
газонефтеводопроявлений

            По 
степени  опасности  возникновения 
газонефтеводопроявлений  скважины  подразделяются  на 
категории.

Первая  категория:

            газовые 
скважины,  независимо  от 
величины  пластового  давления;

            нефтяные  скважины, 
в  которых  газовый 
фактор  более  200  м³/м³;

            нефтяные  скважины, 
в  которых  выявлено 
поступление  газа  в 
скважину  через  нарушения 
колонны  или  в 
результате  заколонных  перетоков;

            нефтяные  скважины 
с  внутрискважинным  газлифтом;

            нефтяные  скважины 
с  пластовым  давлением 
превышающим  гидростатическое  более 
чем  на  10 % ;

            нагнетательные  скважины 
со  сроком  ввода 
под  закачку  менее 
года  с  пластовым 
давлением  превышающим  гидростатическое  более 
чем  на  10 %;

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 
метров,  а  также 
находящиеся  от  внешнего 
контура  ГНК  на 
расстоянии  500  метров 
и  ближе.

            Вторая  категория :

            нефтяные  скважины, 
в  которых  пластовое 
давление  превышает  гидростатическое  не 
более  чем  на  10
%  и 
газовый  фактор  более 100 м³/м³,
но  менее 
200  м³/м³;

            нагнетательные  скважины 
со  сроком  ввода 
под  закачку более  года с 
пластовым  давлением  превышающим 
гидростатическое  более  чем 
на  10 %.

            Третья  категория :

            нефтяные 
скважины,  в  которых 
давление  равно  или 
ниже  гидростатического  и  газовый  фактор 
менее  100 м³/м³;

            нагнетательные  скважины, 
расположенные  вне  контура 
газоносности,  пластовое  давление 
которых  превышает
гидростатическое  не  более чем на 10 %.

            Распределение  скважин 
по  категориям  опасности 
возникновения  газонефтеводопроявлений  по 
месторождениям  и  мероприятия 
по  безаварийному  проведению 
работ  для  данной 
категории  должны  пересматриваться  1 раз 
в  год,  утверждены 
руководством  предприятия  и 
согласованы  с  противофонтанной  службой. 
Скважины,  пробуренные  в 
течение  года  и 
сданные  НГДУ  до 
пересмотра  перечня  категорийности,  относятся 
к  первой  категории.

7.   Тип  противовыбросового  оборудования

            Перед  проведением 
работ  устье  скважины 
должно  быть  оснащено 
противовыбросовым  оборудованием.

            Тип 
противовыбросового 
оборудования  определяется  согласно 
утвержденных  схем  на  обвязку  скважин 
противовыбросовым 
оборудованием,  а  условия 
монтажа  должны  соответствовать  техническим 
условиям  на  монтаж 
данного  оборудования.  Схема 
установки  и  обвязки 
ПВО  разрабатывается  предприятием 
и  согласовывается  с 
территориальными  органами  Госгортехнадзора  России. 
После  установки  ПВО 
на  устье  оно 
опрессовывается  на  максимально 
ожидаемое  давление,  но 
не  выше  давления 
опрессовки  эксплуатационной  колонны. 
На  скважине  с 
перфорированной  или  негерметичной 
колонной,  а  также 
в  случае  поглощения 
жидкости  глушения,  где 
нет  возможности  опрессовать 
на ожидаемое  давление,  опрессовка 
ПВО  производится  на 
давление  не менее  30 кгс/см²  и 
с  выдержкой  не 
менее  5 минут.  Результат 
испытания  оформляется  актом.

            Периодически,  через  3
 месяца, 
ПВО  должно  проходить 
ревизию  в  условиях 
мастерских  и опрессовываться  на 
рабочее  давление.  Лубрикатор 
опрессовывается  на  полуторократное  рабочее

давление  1 раз 
в  6 месяцев.  Дефектоскопия 
ПВО  проводится  один 
раз  в  год. 
Результаты испытания оформляются актом и записываются в паспорт.

Эксплуатация импортного ПВО должна осуществляться в
соответствии с технической документацией фирм-поставщиков.

            Для 
беспрепятственного  доступа  обслуживающего  персонала 
к  установленному  на 
устье  противовыбросовому  оборудованию 
под  буровой  должен  быть 
сделан  твердый  настил.

            8.  Документация 
в  бригадах

            В 
бригадах  текущего,  капитального 
ремонта  и  освоения 
скважин  должны  быть 
следующие  документы:

            8.1. Правила  безопасности 
в  нефтяной  и 
газовой  промышленности.

            8.2. Схемы  обвязки 
устья  скважины  противовыбросовым  оборудованием и технические условия монтажа
ПВО.

            8.3. Паспорт и  инструкция 
по  монтажу  и 
эксплуатации 
противовыбросового  оборудования.

            8.4. Инструкция  по 
предупреждению 
газонефтеводопроявлений  и  открытых 
фонтанов.

            8.5. 
Журнал  учета  проведения 
учебно-тренировочных  занятий.

            8.6. 
План  работ.

            8.7. 
Пусковой  паспорт.

            8.8. 
Акт  приема-передачи  скважины 
в  ремонт.        

8.9.  Акт  на 
глушение  скважины.

8.10.  Акт  ввода 
подъемного  агрегата  в  эксплуатацию.

8.11.  Акт  на 
опрессовку 
противовыбросового  оборудования  на 
ремонтной  базе.

            8.12.  Акт 
на  опрессовку  противовыбросового  оборудования 
на  устье  скважины.

            8.13.  Акт 
опрессовки  фонтанной  арматуры 
до  и  после 
ее  установки  на 
устье  скважины  (для 
освоения).

            8.14.  Акт 
готовности  скважины  к 
прострелочным  работам.

            8.15.  План ликвидации аварий (ПЛА).

            8.16.  Наряд-допуск 
на  производство  работ.

9.  ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ  ДЕЙСТВИЯ 
ПРОИЗВОДСТВЕННОГО  ПЕРСОНАЛА  ПРИ  ВОЗНИКНОВЕНИИ  ОТКРЫТОГО 
ФОНТАНА

9.1.   Остановить 
двигатели  внутреннего  сгорания.

9.2.   Отключить 
силовые  и  осветительные 
линии  электропитания.

9.3.   Отключить 
электроэнергию  в  загазованной 
зоне.

9.4.   Потушить 
технические  и  бытовые 
топки,  находящиеся  вблизи 
скважины.

9.5.   Прекратить 
в  газоопасной  зоне 
все  огневые  работы, 
курение,  а  также 
другие  действия,  способные 
вызвать  искрообразование.

9.6.   Обесточить 
все  производственные  объекты 
(трансформаторные  будки,  станки-качалки,  газораспределительные  пункты 
и  т.д.),  которые 
могут  оказаться  в 
газоопасной  зоне.

9.7.   Оповестить 
руководство  предприятия,  противофонтанной  службы 
и  пожарной  охраны 
о  возникновении  открытого 
фонтана.

9.8.   Прекратить 
движение  на  прилегающих 
к  скважине  подъездных 
дорогах  к  территории, 
установить  предупреждающие  знаки 
и  посты  охраны;

9.9.   Прекратить 
все  работы  в 
опасной  зоне  и 
немедленно  удалиться  за  ее  пределы.

9.10.       
  При 
возможном  перемещении  загазованности  на 
другие  объекты  или 
населенные  пункты  принять 
меры  по  своевременному  оповещению 
работников  и  населения.

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Подборка по базе: Руководство пользователя и инструкция по установке.pdf, 2. Инструкция по оформлению документовГи перссылка.pdf, Общеобъектовая инструкция о мерах пожарной безопасности.doc, Должностная инструкция мастера по ремонту транспорта.docx, Должностная инструкция зам. директора по безопасности.docx, Тема 1. Выявление уязвимых мест и ликвидация отклонений от плано, 1) На работе заранее — Инструкция подготовки ПК на рабочем месте, !!!!Должностная инструкция!!!!.docx, Приложение 2 Оперативное предупреждение.docx, 3 Инструкция по заполнению таблицы.docx

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ, ОСВОЕНИИ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН

г. ТАШКЕНТ

2021
ЛИСТ СОГЛАСОВАНИЯ
С ПОЛОЖЕНИЕМ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ, ОСВОЕНИИ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН

Содержани

ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 7

НАЗНАЧЕНИЕ 7

Область действия 7

Период действия и порядок внесения изменений 7

1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 9

2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 11

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 13

4. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГНВП 15

5. СПОСОБЫ ОБНАРУЖЕНИЯ ГНВП 17

6. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП 18

7. ПРИЧИНЫ И УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП И ОФ 20

7.1. ПРИЧИНЫ ГНВП 20

7.2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОФ 20

7.3. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЯХ 21

8. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ 23

9. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ 24

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ БУРЕНИИ И РЕКОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 29

10.1. ПРИЗНАКИ ОБНАРУЖЕНИЯ ГНВП 29

10.2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ 29

10.3. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП НА РАННЕЙ СТАДИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ 38

10.3.1. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 38

10.3.2. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП ПРИ СПО 40

10.3.3. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП ПРИ ПОГЛОЩЕНИИ БУРОВОГО РАСТВОРА 41

10.3.4. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП И ОФ 41

11. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ ВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ОСВОЕНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИН 44

11.1. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ ОСВОЕНИИ И ИСПЫТАНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 49

11.2. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ (РЕКОНСТРУКЦИИ) СКВАЖИН МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ БОКОВОГО СТВОЛА 50

11.3. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА (ГРП), КИСЛОТНОМ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА (КГРП) И БОЛЬШЕОБЪЕМНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ (БОПЗ) 52

11.4. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАБОТАМ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ГИБКИХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ) 54

12. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ ВЕДЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ И ПВР 57

12.1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ 57

12.2. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ 59

12.3. ВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ СВАБИРОВАНИИ СКВАЖИН 60

12.4.РАБОТЫ ПО ОЧИСТКЕ ЛИФТОВ СКВАЖИН ОТ ПАРАФИНОВЫХ И ДРУГИХ ОТЛОЖЕНИЙ, ОТБИВОК ЗАБОЯ И ПРОБОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОТВЕРСТИЙ В ЛИФТЕ НКТ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ 61

13. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 63

13.1. ФОНТАННЫЕ И ГАЗЛИФТНЫЕ СКВАЖИНЫ 64

13.2. СКВАЖИНЫ С ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ 65

13.3. СКВАЖИНЫ С ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ 65

13.4. НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ 65

13.5. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН 65

14. ЛИКВИДАЦИя, КОНСЕРВАЦИя, РАСКОНСЕРВАЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН 66

14.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 66

14.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ, РАСКОНСЕРВАЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИИ СКВАЖИН 67

14.2.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН 67

14.2.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН 68

14.2.3.КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН ПО ОКОНЧАНИИ БУРЕНИЯ 69

14.2.4. КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 69

14.2.5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ И РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН 70

15. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГЛУШЕНИЮ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ 72

15.1. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП ПРИ УГЛУБЛЕНИИ СКВАЖИНЫ 72

15.2. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ В БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ (Рн) И ОБСАДНЫХ (Рху) ТРУБАХ ПРИ ГЛУШЕНИИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ 73

15.3. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ 74

15.4. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП ПРИ НАЛИЧИИ ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА 75

15.5. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН 76

15.6. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ 77

15.7. ИЗМЕНЕНИЕ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ УПРАВЛЕНИИ СКВАЖИНОЙ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ 79

15.8. ПОРЯДОК И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 80

15.8.1. ПРИНЦИП ПОДДЕРЖАНИЯ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ 80

15.8.2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ 80

15.8.3. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ 81

15.8.4. КАРТА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 86

16. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГЛУШЕНИЮ СКВАЖИН ПРИ ТиКРС 88

16.1. КОЛИЧЕСТВО ЦИКЛОВ ГЛУШЕНИЯ 88

16.2. СКОРОСТЬ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ 89

16.3. ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРА И ОБЪЕМЫ 89

16.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН 90

16.5. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЦЕССУ ГЛУШЕНИЯ 91

16.6. ПОРЯДОК И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ РЕМОНТЕ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН 92

16.6.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ 92

16.6.2. НАПРАВЛЕНИЕ ГЛУШЕНИЯ – ПРЯМОЙ И ОБРАТНЫЙ СПОСОБЫ 92

16.6.3. СПОСОБ ДОВЕДЕНИЯ ПЕРВОЙ ПАЧКИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ ДО ЗАБОЯ 93

16.6.4. ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ И ВНУТРИСКВАЖИННЫХ РАБОТ 93

16.6.5. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 94

17. ЭКСПРЕСС-МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМЫХ СКОРОСТЕЙ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ 104

17.1 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СПО 105

18. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ ВЕДЕНИИ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА 106

18.1. СВОЙСТВА И ДЕЙСТВИЕ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА НА ЧЕЛОВЕКА, ОКАЗАНИЕ ПЕРВОЙ ПОМОЩИ ПОСТРАДАВШИМ ПРИ ОТРАВЛЕНИИ СЕРНИСТЫМ ВОДОРОДОМ 107

19. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕИСПОЛНЕНИЕ, НЕНАДЛЕЖАЩЕЕ ИСПОЛНЕНИЕ НАСТОЯЩЕЙ ИНСТРУКЦИИ 109

20. порядок работы с подрядными организациями, осуществляющими деятельность на территории опасных производственных объектов 110

21. ССЫЛКИ 111

22. БИБЛИОГРАФИЯ 112

23. РЕГИСТРАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЛОКАЛЬНОГО НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА 113

ПРИЛОЖЕНИЯ 114

ИНСТРУКЦИЯ
по организации и проведению профилактической pаботы по предупреждению
 возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях
 нефтяной промышленности

УТВЕРЖДЕНА первым заместителем Министра энергетики Российской Федерации И.А.Матлашовым 15 февраля 2001 г.

СОГЛАСОВАНА с заместителем Министра Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий М.И.Фадеевым

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 15 февраля 2001 г. N 52

Газонефтеводопроявление (ГНВП) — регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

• газопроявление,
• нефтеводопроявление,
• газонефтеводопроявление.

Газопроявление является наиболее опасным
Его повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

• Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
• Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
• Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП — проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:

• недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
• несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям 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

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

• газовые скважины в независимости от величины пластового давления
• нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
• нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
• нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
• нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
• нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
• 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 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе

2 категория

• нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м³, но менее 200 м/м³
• нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

3 категория

• нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м³
• нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Признаки раннего обнаружения ГНВП

• Прямые признаки в процессе углубления:

— повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях;
— значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
— увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса;
— перелив бурового раствора при остановленном насосе;
— уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
— рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
— наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается — основной признак появления ГВНП.
— снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
— изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
— увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде..

• Косвенные признаки в процессе углубления:

— увеличение механической скорости проходки;
— снижение давления в буровом насосе;
— увеличение содержания сульфидов в буровом растворе;
— изменение крутящего момента на роторе;
— поглощение бурового раствора.

• Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:

— увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
— уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

• Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

— перелив бурового раствора из скважины;
— увеличение давления на устье загерметизированной скважины;
— падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак).

Действия при появлении признаков ГНВП

— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП

— производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
— одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
— при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
— для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП

— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— 2 — стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 — провести замену рабочей жидкости.

— 2 — стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Действия перед вскрытием пласта с возможным ГНВП:

• инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
• проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана.

1 шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2^й — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
Все краны должны быть в открытом состоянии.
Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;

• превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ;
• проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки;
• плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие;
• при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны;
• при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
• учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
• оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой установки к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

Аннотация по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин.

Зам. начальника ОУЧС.

начальник Госинспекции Директор ТОО «БурКапНефть»

по ЧС и Гортехнадзору.

Сарин Н.Ж..

Филиала РГКП «Ак Берен»

Аннотация.

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ.

И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ.

1. Общие положения.

2. Требования к обвязке устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой.

3. Подготовка противовыбросового оборудования и фонтанной арматуры к установке на скважине.

4. Установка и эксплуатация устьевого противовыбросового оборудования.

5. Предупреждение ГНВП в процессе вскрытия и бурения продуктивного пласта.

6. Предупреждение ГНВП и открытого фонтана в процессе спуска и цементирования обсадных колонн.

7. Предупреждение ГНВП и открытого фонтана в процессе освоения и испытаний ИПТ.

8. Рассредотачивание обязательств.

9. Ликвидация осложнений связанных с ГНВП.

10. Рассредотачивание обязательств при приеме смены.

11. Практические деяния членов буровой смены (вахты) по предупреждению открытого фонтана при появлении проявлений в процессе проводки скважин.

12. Предупреждение ГНВП и открытого фонтана при установке жидкостных ванн.

Вскрытие продуктивных отложений связано с возможностью появления газонефтеводопроявлений (ГНВП) с следующим переходом в открытое фонтанирование, что приводит к большим вещественным потерям, загрязнению, а при наличии сероводорода отравлению людей, животных, среды.

Для исключения ситуаций, угрожающих появлению открытого фонтанирования, ежедневная работа буровых бригад и инженерно-технических работников должна быть ориентирована на предупреждение ранее обнаружение и своевременную ликвидацию ГНВП.

Данная аннотация разработана на основании «Единых технологических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Республики Казахстан», Алма-Ата 1994г., «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

При составлении аннотации учтены требования нормативно-технической и технологической документации, опыт строительства скважин на площадках с содержанием сероводорода.

Реальная аннотация разработана ТОО «БурКапНефть» с Актюбинским филиалом РГКП «Ак Берен». 1. Общие положения.

1.1. Газонефтеводопроявление (ГНВП) – отягощение, при котором поступление пластового флюида в скважину регулируется на устье при помощи противовыбросового оборудования. Условия и предпосылки поступления пластового флюида в ствол скважины. Поступление пластового флюида (газ, нефть, вода либо их смесь) в скважину может быть при последующих критериях: превышение пластового давления над забойным; появление физико-химических явлений (диффузии газа, переток за счет осмоса, капилярный переток, гравитационный эффект); разбуривание и обвалы пород в продуктивной толще. 1.1.3. Причинами превышения пластового давления над забойным являются: наличие в скважине бурового раствора с плотностью, не обеспечивающей создание противодавления на пласт в требуемых техническим проектом границах; — гидродинамические эффекты, возникающие в скважине в процессе спускоподъемных операций;

— понижение плотности бурового раствора в процессе производства скважины;

— нарушение технологии работ при СПО, бурение, ГИС, ликвидации осложнений;

— падение уровня в скважине в итоге поглощения либо недолива.

Категорически воспрещается оставлять ручки управления в нейтральном положении, потому что это может привести к самопроизвольному закрытию превенторов.4.3.4. В случае необходимости бросить плашечный превентор в закрытом положении на долгий просвет времени, нужно при помощи руля ручного управления зафиксировать превентор в закрытом положении.

— повышение водонерастворимых сульфидов в буровом растворе;

— возникновение водонерастворимых сульфидов в буровом растворе;

— изменение характеристик бурового раствора, выходящего из скважины;

В зимнее время будка должна обогреваться. Вспомогательный путь должен быть выведен к пульту бурильщика и включен за 100м. до вскрытия продуктивного горизонта. В будке должен находиться набор ключей для фланцевых соединений превенторной установки.4.1.12.

— повышение веса бурильной колонны.

Косвенные признаки говорят о вероятном появлении проявлений и указывают на необходимость усиления контроля за прямыми признаками ГНВП.

1.1.6. Прямые признаки начала ГНВП:

— повышение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости; повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче бурового насоса; — повышение газосодержания (против фонового) в буровом растворе;

— повышение вытесняемого объема бурового раствора (против расчетного) при спуске бурильной колонны в скважину;

— уменьшение доливаемого объема бурового раствора (против расчетного) при подъеме бурильной колонны из скважины;

— уменьшение плотности бурового раствора, выходящего из скважины;

— перелив бурового раствора из скважины при остановленных буровых насосах;

При обнаружении прямых признаков ГНВП нужно немедля приступить к герметизации устья скважины. Промедление в герметизации ухудшает ситуацию и угрожает появлением открытого фонтана.

1.2. Открытый фонтан – неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины. Открытые фонтаны бывают: осложненные (не имеющие базы для их ликвидации); не осложненные (имеющие базу для их ликвидации). 1.2.1. Условия и предпосылки появления открытого фонтана. Появление открытого фонтана может быть при наличии ГНВП, ранее обнаружение которого и своевременная герметизация устья скважины являются гарантией недопущения открытого фонтана.

1.2.2. Причинами появления открытого фонтана являются:

— применение бурильных и обсадных труб, ПВО, не соответственных требованиям бурения скважин в критериях сероводородной злости и воздействия других вредных и брутальных веществ;

— не совершенство конструкции скважин;

— недостаточные глубины спуска промежных колонн (без перекрытия зон вероятного разрыва пластов зон поглощения);

— недостающая крепкость спущенных обсадных колонн;

— не высококачественное цементирование промежных и эксплуатационных колонн;

— не плотность резьбовых соединений обсадной колонны и стыковочных устройств;

— отступления от утвержденной схемы обвязки ПВО;

— отступление от технических критерий монтажа и опрессовки ПВО;

— нарушения при монтаже и эксплуатации ПВО;

— неисправности системы управления ПВО;

— не соответствие размеров плашек превентора поперечнику бурильных либо обсадных труб;

— нарушение правил герметизации устья скважины (закрытие превентора при закрытых гидравлических задвижках либо при работающем насосе);

— срыв плашек, находящихся в закрытом положении, при расхаживании бурильной колонны;

— отсутствие либо неисправность противовыбросового инструмента (аварийной трубы с шаровым краном и др.);

— нарушения технологических регламентов и технических проектов;

— несоответствие характеристик бурового раствора, установленных техническим проектом;

— отсутствие контроля за объемом доливаемого бурового раствора и существенное опорошение скважины при подъеме бурильной колонны;

— недостающая дегазация бурового раствора при промывке скважины;

— отсутствие на буровой требуемого припаса бурового раствора нужного свойства;

— отсутствие контроля за поступлением пластового флюида;

— несвоевременное обнаружение начала проявлений;

— несвоевременная герметизация устья скважины;

— непринятие своевременных мер по глушению скважины;

— некорректная организация работ и долгие простои при вскрытом продуктивном пласте;

— отсутствие нужных познаний и способностей у членов буровой бригады по предупреждению фонтана;

— низкая трудовая и технологическая дисциплина исполнителей работ. ^ 2. Требования к обвязке устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой.

2.1. После спуска первой промежной колонны, устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовой установкой согласно типовых схем и инструкций по монтажу и эксплуатации ПВО, выполненных по ГОСТ.

2.2. Для производства работ по разбуриванию цементного стакана в эксплуатационной колоне устья скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно схемы № , утвержденной заказчиком.

2.3. Для производства работ по освоению (испытанию) скважины устье оборудуется колонной головкой, фонтанной арматурой и манифольдом российского или ввезенного выполнения.

2.4. Для производства работ по перфорации скважины устье оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно схемы № , утвержденной заказчиком.

2.5. После проведения работ по глушению скважины методом вымывания пластового флюида с противодавлением на устье двести 50 кг/см2 и поболее, произвести ревизию ПВО и внеочередную опрессовку: в случае, если выброс произошел при температуре рабочей воды более 100 град.С нужно оглядеть резиновые уплотнения; после расхаживания колонны, суммарной длиной 300м, при скорости расхаживания менее 0,5м/мин, уплотнитель плашки П.П. поменять новым. 4.2. Установка российского противовыбросового оборудования.4.2.1. Превентор устанавливается талевой системой через отверстие в подроторной раме на колонную головку либо колонный фланец и закрепляется шпильками и гайками.

Во всех случаях независимо от сроков и интенсивности работы противовыбросового оборудования, установка его на новеньком объекте делается после ревизии и опрессовки в присутствии представителя военизированного отряда с оформлением соответственного акта.

3.2. К монтажу допускаются узлы и детали обвязки противовыбросового оборудования промышленного производства. Как исключение допускается применение в обвязке ПВО деталей и узлов, сделанных базами производственного обслуживания (БПО) в согласовании с утвержденными техническими критериями (Т. У.).

3.3. На ПВО должен быть паспорт завода-изготовителя. В паспорт должны записываться отметки о производственном ремонте, подмене отдельных узлов и деталей, также тесты на плотность и движении ПВО.

3.4. До установки на устье скважины превенторы и фонтанная арматура должны быть опрессованы водой на рабочее давление, обозначенное в паспорте.

3.5. Перед спуском обсадных колонн проверить вертикальность и центрированность буровой вышки и в случае необходимости отцентрировать ее. ^ 4. Установка и эксплуатация устьевого противовыбросового оборудования.

4.1. Общие требования:

4.1.1. Установка противовыбросового оборудования на устье скважины делается буровой бригадой под управлением механика по ТОО в согласовании с типовыми схемами и аннотации по монтажу и эксплуатации ПВО.

4.1.2. Перед ручкой на основном пульте должны быть точные надписи превентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный». Ручки управления должны быть в последнем положении «Открыто», «Закрыто». Излишние ручки должны быть зафиксированы либо сняты.

Номера задвижек производятся на железных бирках размером 150х150, высота цифр 100мм.

4.1.4. Под блоками задвижек и регулируемых штуцеров производятся бетонные либо древесные площадки.

Площадка должна быть спланирована с учетом наклона манифольдных линий в сторону блоков 1:50.

Внутренние поперечникы выкидных линий и установленных на их задвижек должна соответствовать внутренним поперечникам отводов крестовины после блока задвижек допускается и повышение их. Поперечник менее чем на 30мм. Линия глушения и дросселирования собираются из НКТ поперечником 89мм в противокоррозийном выполнении С-75, с уплотнением резьбовых соединений лентой ФУМ.4.2.12.

4.1.7. Подвышечное основание должно обеспечивать свободное размещение ПВО с подходом к нему обслуживающего персонала с 2-ух сторон и естественную вентиляцию подвышечного места.

4.1.8. Карданные валы с ручным приводом и манифольд инсталлируются в согласовании с критериями и особенностями конструкции буровых установок. Для обычной работы ручного привода нужно, чтоб угол меж осью карданного вала и осью гидроцилиндра превентора был менее восемь градусов. Привод ручного дублирующего управления должен находиться на расстоянии более 10м. от устья скважины в железной будке либо под навесом, который должен быть выполнен из железного листа шириной более 5мм. со стеной, обращенной в сторону скважины, и иметь освещение во взрывобезопасном выполнении в согласовании с ЕТП. Щиты обязаны иметь последующие размеры: ширина 2500мм., высота 2000мм., козырек 400мм.

На стене перед рулем водостойко краской должны быть написаны: стрелки, указывающие направление вращения руля на закрытие; числа, указывающие число оборотов руля до полного закрытия; метка, совмещение которой с меткой на валу руля соответствует закрытию превентора; величина давления опрессовки колонны; поперечник установленных плашек и порядковый номер превентора снизу ввысь. 4.1.9. Сверху к универсальному превентору шпильками и гайками крепится разъемный желоб для отвода циркулирующей промывочной воды из скважины в желобную систему.

Универсальный превентор крепится тросовыми оттяжками с винтообразными стяжками, чтоб исключить вибрацию.

Разъемная воронка в нижней части должна содержать устройство для центрирования инструмента и предотвращения износа стволовой части универсального превентора в том числе, если поперечник воронки равен либо более поперечника стволовой части.

4.1.10. Станция гидравлического управления с пультом управления устанавливается в согласовании с маркировкой концов маслопроводов на пультах и превенторах, аннотации по монтажу и эксплуатации. Главным условием надежной работы ПВО является чистота и аккуратность монтажа. Следует держать в голове, что только серьезное соблюдение этого условия обеспечивает бесперебойную работу гидросистемы превенторной установки на буровой, потому что попадание посторонних частиц в масло приводит к выводу из строя системы.

4.1.11. Основной пульт должен располагаться в железной будке, согласно схеме, на расстоянии более 10м. от устья скважины, обеспечивающей свободной доступ для обслуживания.- резкое повышение механической скорости бурения «провалы» бурильной колонны;- повышение вращающего момента на роторе;- падение давления на буровых насосах;

В исключительных случаях при отступлении от типовой схемы после монтажа ПВО на буровой должны быть составлена фактическая схема обвязки и устья ПВО, составленная и утвержденная в установленном порядке.4.1.3. Все задвижки манифольда превенторной установки должны быть пронумерованы. Нумерация должна соответствовать фактической схеме, находящейся на буровой либо схеме в данной аннотации.

4.1.13. Перед запуском ПВО нужно: удостоверится в том, что при транспортировке и хранении корректность сборки не была нарушена;

проверить затяжку всех резьбовых соединений;

проверить корректность соединения концов трубопроводов согласно гидравлической схемы, маркировки и табличек на пультах при полном открытии и закрытии превентора.

Для устранения воздушных пробок в гидросистеме и проверке всех узлов нужно произвести неоднократное открытие и закрытие превенторов и задвижек всеми распределителями до того времени, пока время на закрытии не станет неизменным.

4.1.14. Не допускать течи превентора, узлов манифольда и трубопроводов гидроуправления.4.4.2. Не пореже 1-го раза в три месяца создавать анализ гидросистемы в лаборатории. Итог анализа масла оформлять надлежащими документами.

Работы по опрессовке должны выполняться в присутствии представителя военизированного отряда. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом. На пульте дросселирования на видном месте должны быть таблички с указанием допустимого давления для последней спущенной колонны и давления гидроразрыва, а на манометрах нанесены особые метки.

4.1.16. Манифольды дросселирования и оглушения противовыбросовой установки до концевых задвижек после монтажа должны быть опрессованы на давления опрессовки обсадной колонны, выкидные полосы после концевых задвижек опрессовываются на давлении 10 МПа в присутствии представителя военизированного отряда. Опрессовка должна оформляться подходящим актом.

4.1.17. После разбуривания цементного стакана и выхода из ботинка на 1-3м. промежная колонна вкупе с установленным на ней противовыбросовым оборудованием, для проверки плотности цементного кольца у ботинка колонны должна быть повторно опрессована при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порцией воды и подъемом ее в ботинке на 10-20м. на давление обозначенное в техническом проекте.

4.1.18. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования, вместе с обсадной колонной предстоящее бурение скважины может быть продолжено только при наличии письменного разрешения представителя военизированной службы по предупреждению появления и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

4.1.19. Выкидные полосы, обязаны иметь устройство обеспечивающие проверку их проходимости продувкой сжатым воздухом. Манифольдная обвязка должна крепиться к стойкам, забетонированным в грунт и обеспечивающим работу выкидных линий без вибрации.

4.1.20. Внутренняя полость полосы дросселирования и глушения должны продуваться воздухом один раз в неделю. Результаты продувки отводов отмечаются в журнальчике проверки ПВО. Ответственным за продувку отводов является буровой мастер.

4.1.21. Плашки превенторов, установленных на устье скважин, должны соответствовать поперечнику используемых бурильных труб. В случае внедрения колонны бурильных труб различных поперечников (менее три размеров), плашки превенторов должны соответствовать поперечнику верхней секции колонны бурильных труб. На мостках буровой нужно иметь опрессованную железную трубу, по поперечнику и прочности чертам соответственного верхней секции колонны бурильных труб. Труба должна быть снабжена оборотным клапаном и шаровым краном, находящимся в открытом положении, и переводником под бурильную колонну и окрашена в красноватый цвет, опрессована на рабочее давление установленного ПВО. Результаты тесты оформляются актом.

4.1.22. Перед спуском обсадной колонны перекрывающей продуктивные горизонты, на приемных мостках должна находиться особая бурильная труба, поперечником подходящим плашкам превентора и соответствовать прочности чертам верхней секции обсадной колонны, с переводником под обсадную колонну.

4.1.23. Устья законсервированных и ликвидированных скважин должны быть оборудованы в согласовании с «Типовым проектом проведения изоляционно-ликвидационных работ при ликвидации и консервации скважин, утвержденным *******». ^ 3. Подготовка противовыбросового оборудования и фонтанной арматуры к установке на скважине.3.1.

4.2.2. Колонный фланец головки устанавливается на резьбе и смазке УС-1 либо ленте Ф.У.М.

4.2.3. При установке колонного фланца нужно, обеспечить расстояние более 500+50 мм от нижнего торца колонного фланца до уровня верхнего среза предшествующей колонны – направления.

4.2.4. Отверстия в корпусе колонного фланца оборудуются: одна сторона заглушкой; 2-ая сторона задвижкой и отводом, выведенным за границы основания вышки, на конце которого устанавливается манометр с краном высочайшего давления. 4.2.5. При транспортировке и монтаже, подъем универсального превентора и остальной стволовой части нужно создавать раздельно за особые ушки и другие особые устройства, предусмотренные для этой цели.

При оперативной подготовке ПВО ручки распределителей либо кранов основного и вспомогательного пультов стоят у превенторов в положении «Открыто», у задвижек в положении «Закрыто». Вентили на панели устройств открыты. Электропитание включено.

Сварочные работы по монтажу ПВО должны выполняться дипломированным сварщиком. На сварочные работы составляется акт установленной формы.

4.2.8. Все узлы обвязки ПВО соединяются только с внедрением стандартных фланцевых либо резьбовых соединений. Разрешается применение сварных соединений узлов и деталей ПВО, выполненных заводами – изготовителями данного оборудования. перед монтажом кропотливо проверяется состояние уплотнительных колец и канавок, не допускается применение их со следами ударов и других деформаций. Нужно смотреть за равномерной затяжкой шпилек, соблюдая равномерный зазор меж фланцами по всей окружности.

4.2.9. Воспрещается применение узлов и деталей для обвязки ПВО, сделанных с отступлением от технических критерий.

При получении оборудования от заводов – поставщиков уделять свое внимание на наличие маркировки на крепежных деталях и при отсутствии маркировать их пробой «3».

4.2.10. Выкидные полосы превенторов до штуцеров соединяются на фланцах. Фланцы крепятся с трубами на резьбе с смазке УС-1 либо ленте ФУМ, либо сварке, если сварка выполнена заводом – изготовителем. После штуцерного блока допускается создавать сборку линий на муфтовых соединениях с применением графитовой смазки. Фланцевые соединения обвязки ПВО до штуцерных блоков должны уплотняться только с помощью железных колец.

4.2.11. Длина выкидных линий должна быть более 100м равно проходимого сечения и прокладываться с уклоном от устья.4.1.5. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудования нужно предугадывать сооружение твердого покрытия под полом буровой, обеспечивающего сток раствора и воды из под буровой, либо специальной шахты с устройством для откачки, скапливающейся в ней воды.4.1.6. Площадка под полом буровой должна быть вооружена взрывозащитным светильником с нормой освещенности 26лк.

Все шпильки и гайки для крепления российских превенторов, также соединительных частей линий глушения и дросселирования должны быть сделаны из стали марки 40Х либо 40ХН и маркироваться буковкой «Х».

4.2.13. Манометры на линиях глушения и дросселирования в межколонном отводе должны быть установлены на катушках либо особых фланцах с кранами высочайшего давления, с масляными разделителями и шкалой на давление на 30% превышающее давление опрессовки обсадной колонны.

4.2.14. Обвязка колонн при помощи колонной головки инофирмы должны быть выполнены согласно аннотации компании – поставщика.

4.2.15. Линия глушения обязана иметь сброс в амбаре объемом равным объему скважины. Амбар обязан иметь обваловку, исключающую прорыв воды в сторону буровой.

4.2.16. Длина полосы сжигания (нейтрализации) должна быть 100м.

4.2.17. Демонтаж ПВО разрешается только после цементирования обсадной колонны и заключения геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов по электрометрии.

4.3. Эксплуатация противовыбросового оборудования.

4.3.1. Противовыбросовое оборудование может находиться в 2-ух режимах работы: режим оперативной готовности при прохождении пластов с вероятным ГНВП; режим обычной работы, когда конкретная угроза выброса отсутствует. 4.3.2.4.2.6. Стопорный винт, предотвращающий самоотвинчивание крышки универсального превентора должен быть накрепко закреплен.4.2.7. Давление в гидросистеме поддерживается – 10Мпа (100 кгс/см2).

4.3.3. Для закрывания превенторов довольно ручки соответственных распределителей либо кранов на основном и вспомогательном пультах поставить в положение «Закрыто».

1.1.4. Причинами появления физико-химических явлений в скважине являются: взаимодействие флюида и бурового раствора на молекулярном уровне; — высочайшие структурно-механические и тиксотропные характеристики бурового раствора; значимая мощность продуктивного пласта; наличие вертикальных трещинок в разрезе продуктивного пласта. 1.1.5. Косвенные признаки начала ГНВП:

После чего давление в цилиндре можно снять.

4.3.5. Для открывания плашечного превентора нужно снять фиксацию ручным приводом, после этого ручку перевести в положение «Открыто».

4.3.6. Для открывания задвижек с гидроприводом довольно ручки соответственных распределителей либо кранов на основном либо вспомогательном пультах поставить в положение «Открыто».

4.3.7. Закрывание и открывание запорных (задвижек) и регулирующих (дросселей) устройств должно выполняться только с помощью штурвалов, применение дополнительных рычагов воспрещается.

4.3.8. Перед вскрытием продуктивного пласта (более чем за 100м) превенторная установка должна переводиться в режим оперативной готовности согласно п.4.3.2.

4.3.9. При вскрытии и прохождении продуктивного пласта исправность ПБО проверяется перед каждым спускоподъемными операциями методом закрытия и открытия, также после ликвидации аварий и других дефектов не пореже один раза в неделю, с регистрацией проверок в журнальчике предохранительных устройств.

4.3.10. При первых признаках проявления скважины нужно принять последующие меры для предотвращения выброса и фонтанирования: первым должен быть закрыт универсальный превентор, потом запирается нижний превентор. Универсальный превентор раскрывается и находится в резерве; докладывать немедля в военизированный отряд и управление ТОО «БурКапНефть»; смотреть за предстоящим ростом давления, которое не должно превосходить допустимое давление. При возрастании до допустимого, давление нужно повсевременно стравливать. Принудительное удаление газа из бурового раствора (при содержании вредных веществ в воздухе выше максимально допустимой концентрации) должно делается через обвязку превенторной установки, сепараторы и дегазатор с следующей нейтрализацией вредных веществ.

4.3.11. При закрытии превентора бурильная либо обсадная колонны должны находиться в подвешенном состоянии на талевой системе против плашек превентора должна размещаться гладкая часть трубы, в бурильный замок (муфта должна находиться над столом ротора на уровне элеватора либо АКВ для способности выполнения работ).

4.3.12. Воспрещается работать задвижками в режиме дросселирования (неполное открытие — закрытие), потому что это заблаговременно выводит их из строя.

4.4. Техническое сервис противовыбросового оборудования.

4.4.1. На смонтированное ПВО должна быть составлена ведомость в 2-ух экземплярах, один экземпляр, который со всеми приложениями должен быть на буровой, а другой – в отделе головного механика.4.1.15. После монтажа превенторной установки до разбуривания цементного стакана, превенторная установка должна быть опрессована водой, на давление опрессовки обсадной колонны.

4.4.3. Не пореже 1-го раза за месяц, инспектировать исправность всех устройств ПВО. Манометры обязаны иметь пробу и красноватую метку на допустимое давление.

4.4.4. В зимнее время нужно смотреть за состоянием паропровода. При выключении подачи пара на время более 30 минут создавать слив конденсата.

4.4.5. Для неотказной работы ПБО смазку создавать согласно профилактической карты и таблицы смазки изделия.

4.4.6. Не пореже 1-го раза за месяц инспектировать давление азота в гидроаккумуляторе. При падении давления до 5,5 МПа (55 кгс/см2) создавать его дозаправку до давления согласно паспорта.