Инструкция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении и освоении скважин
Подождите немного. Документ загружается.
И Н С Т Р У К Ц И Я
по предупреждению возникновения газоводо –
проявлений и открытых фонтанов при бурении
и освоении скважин.
3.1. В В Е Д Е Н И Е.
Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются тяжелыми авариями,
приносящими народному хозяйству ущерб в виде нарушения режима
разработки и снижения добычи, загрязнения окружающей среды, приведения
в негодность оборудования, опасности для жизни работающих и населения,
затрат значительных сил и средств.
По составу компонентов в флюида различают два вида проявлений –
газопроявления и нефтепроявления.
Газопроявления более опасны из-за физических свойств газа – малой
вязкости и плотности, способности в больших пределах изменять свой объем
и давление – и могут вызвать взрывы, загорания, возможность отравления
сероводородом. Газопроявление возникает и переходит в открытый фонтан
значительно быстрее, чем жидкостное, при закрытии противовыбросового
оборудования давление на устье скважин растет быстрее и достигает
значений, близких к пластовому.
Нефтеводопроявление при прочих равных условиях возникает
медленнее, ем газопроявление, давление на устье в этом случае ниже на
величину противодавления, созданного в скважине столбом флюида,
основная опасность состоит в трудности канализации разлива.
Газоконденсантное проявление включает в себя признаки газа и
жидкостного проявления.
Основными причинами нефтегазопроявлений и открытых фонтанов
являются:
1. Не соответствующая геологическим условиям конструкция
скважин, выбранная без учета глубин залегания и пластового
давления вскрываемых продуктивных горизонтов.
2. Некачественное цементирование обсадных колонн, которых
устанавливается противовыбросовое оборудование.
3. Отсутствие или неисправность противовыбросового
оборудования на устье скважин при вскрытых газовых,
газоконденсатных или нефтяных горизонтов. а так же
несоответствие его параметров условиям бурения скважин.
4. несоответствие схемы обвязки устья скважины условиям
разработки месторождения.
5. нарушений инструкций по эксплуатации противовыбросового
оборудования.
6. неправильный выбор параметров промывочной жидкости ля
вскрытия и бурения напорных горизонтов, а так же
использование промывочных жидкостей с параметрами, не
соответствующими ГТН,
7. Недостаточная промывка скважины при бурении и перед
подъемом бурильной колонны.
8. рост содержания газа или нефтяной фракции в промывочной
жидкости в процессе бурения.
9. снижение давления на вскрытые скважиной продуктивные лил
напорные горизонты при подъеме бурильной колонны из-за
поршневая.
10. падение уровня в скважине в процессе проведения буровых
работ вследствии несвоевременного ее заполнения и
поглощения жидкости вскрытыми пластами.
11. Непринятие своевременных мер или неправильные действия
бригады при начавшемся нефтегазоводопроявлении.
3.2. Требование по предупреждению ГНВП.
Основным мероприятиям по предупреждению возникновения
проявлений и открытых фонтанов является соблюдение всех
технологических регламентов бурения – соответствие фактических
параметров бурового раствора проектным, соблюдение регламентов
промывок, согласно геолого-техническому наряду, ограничение скоростей
спуска и подъеме бурильного инструмента .
Мероприятия по недопущению перехода возникшего проявления в
открытый фонтан включает в себя незамедлительную герметизацию устья
скважины и проведение промывок с расчетным противодавлением.
Требования настоящей инструкций обязательные для работников
буровых предприятий, по роду своей деятельности связанных с вопросами
предупреждения возникновения газонефтеводопропроявлений и открытых
фонтанов.
Руководители буровых предприятий АО «Татнефть» организуют,
обеспечивают и совместно по предупреждению возникновения
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов и за своевременную
ликвидацию возникших проявлений.
Территория буровой должна иметь естественный уклон,
способствующий стоку жидкости в сторону от проезжих дорог, разгрузочных
площадок, линий электропередач, котельных и других производственных и
бытовых помещений. после окончания строительства скважины на
территории буровой должна быть осуществлена рекультивация земли.
строительство привышечных сооружений и монтаж оборудования на
скважинах должны проводиться с соблюдением требований «правила
безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Технических
условий на строительство, монтаж и демонтаж буровых установок,
утвержденных ОА «Татнефть» и согласованных с органами
Госгортехнадзора.
Обвязка буровых насосов должна обеспечивать замену раствора в
скважине без прекращения циркуляция через нее.
На скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными
газонефтепроявлеиями, а так же продуктивных горизонтов на вновь
разведуемых площадях и объектах, на газовых и газоконденсатных
месторождениях, на месторождениях с аномально высокими пластовыми
давлениями буровая установка должна быть обеспечена емкостями с
запасной промывочной жидкостью в количествах:
Тип буровой установки запас р-ра, м
3
К-во емкостей, шт.
БУ -50 +БУ –т80 120 2
БУ -125 +БУ-160 240 4
БУ 200 + БУ -250 360 6
Во всех остальных резервное количество промывочной жидкости и
время ее наличия определяется геолого-технической службой и
вышестоящей и должно быть указано в геолого-техническом наряде.
Перед переходом на глинистый раствор все поглощающие горизонты
должны быть изолированы, согласно регламента по технологии бурового
предприятия.
высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами
устанавливается техническим проектом на строительство скважин.
При вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводородов
следует руководствоваться требованиями «Инструкции безопасности труда в
бурении, добычи и подготовке нефти, содержащей сероводородов».
При разбуривании скважин на кустах с одновременной эксплуатацией
следует руководствоваться требованиями «Инструкции по безопасному
производству работ на совме6шенном кусте при одновременном бурении,
освоении и эксплуатации».
3.2.1 Требования к параметрам промывочной жидкости.
Основным средством предотвращения нефтегазопроявлений в
бурящихся скважинах является промывочной жидкостей надлежащего
качества, которые способны:
создавать своим весом необходимое противодавление на пласт;
- надежно глинизировать простые пласты, создавая на стенах скважины
тонкую, плотную корку ( иметь низкую водоотдачу);
- обладать минимально допустимую вязкостью и статическим
напряжением сдвига для обеспечения дегазации.
Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных
пластового должна определяться для горизонта с максимальным градиентом
пластового давления в интервале совместимых условий.
Минимальное превышение гидростатического давления столба
бурового растора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в
табл. 1 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления.
К указанному в табл. 1 значению репрессии добавляется величина
произведения А х Канн,
где А – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления
приспуско – подъемах операциях; Канн- коэффициент анамальности
пластового давления (проектного или фактического) по отношению к
гидростатическому давлению при плотности воды 1 г/см
3
. При диаметре
ствола скважины d≤215,9 мм А = 5, при d>215,9 мм А= 3.
Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях
равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см
3
от
кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления
характеризуются любым отклонением от нормального.
Максимально допустимая репрессия ( с учетом гидродинамических
потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного
поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых
условий бурения.
В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми
сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и
текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора
устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок
скважины.
Допускается депрессия на стенке скважины в пределах 10-15%
эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым
давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей,
обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.
Глубина
скважины(интервал), м
Минимальное превышение гидростатического давления
раствора над пластовым ( репрессия), кгс/см
2
Для
нефтеводонасыщенных
пластов
Для газоносных, газоконденсатных
пластов,а также пластов в
неизученных интервалах
разведочных скважин
≤ - 1000 10,0 15,0
1001-2500 15,0 20,0
2501-4500 20,0 22,5
≥ - 4501 25,0 27,0
Пример расчета плотности бурового раствора.
В интервале 3500-4000 м залегают глины с коэффициентом
анамальности порового давления К
ан
=1,6
Вскрытие глины планируется с депрессией на стенки скважины равной
12% скелетных напряжений.
Поровое давление на глубине 4000 м:
Р
пор
=1,6 х 0,1 х 4000 = 640 кгс/см
2
Горное давление на глубине 4000 м:
Р
гор
=0,2 х 2,3 х 4000 = 920 кгс/см
2
Скелетное напряжение:
Р=Р
гор
– Р
пор
= 920-640= 280 кгс/см
2
Отсюда 12% от Р составляет 34 кгс/см
2
, тогда проектная полность
бурового раствора будет:
р= (640-34)х10 = 1,51 г/см
3
4000
Если при выбранных значениях плотности бурового раствора
наблюдается посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение
плотности раствора следует подобрать путем ступенчатого ее повышения.
По совместному решению проектировщика заказчика и подрядчика
допускается отклонения от требований п. 2.2. настоящей Инструкции. в
случае поглощения бурового раствора в процессе бурения ( с выходомили
без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении,
приближающемся к пластовому.
Углубление скважины, в таких условиях должно осуществляться по
специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению
газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.
Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции
бурового раствора ( по замерам раствора, освобожденного от газа) от
установленных проектом предельных величин больше, чем на + 0,02 г/см
3
При постоянном падении плотности бурового раствора необходимо
выяснить причину и принять меры к восстановлению значений плотности.
При разжижении раствора нефтью, технической и пластовой водой
принять меры к восстановлению плотности путем и обработки и утяжеления
раствор, либо замене разжиженного раствора новым.
При вспенивании бурового раствора необходимо выявить причины
вспенивания и проводить мероприятия по ликвидации. Если раствор
обрабатывался пенообразующим хим. реагентом (ССБ.КССБ) необходимо
ввести в раствор пеногаситель.
Вязкость бурового раствора должна обеспечивать эффективную
дегазацию раствора во время циркуляции.
Водоотдача бурового раствора должна исключить образование толстой
и рыхлой глинистой корки образование сальников загрязнение продуктивных
пластов, поддерживать стабильность раствора.
Величина статического напряжения сдвига должна обеспечивать
естественную дегазацию при остановках циркуляции:
В процессе бурения скважин в нормальных условиях необходимо
контролировать параметры бурового раствора не реже:
- плотность и вязкость - через час.
- водоотдачу, СНС, РН – два раза в смену ( в начале бурения после
выравнивания раствора и по окончании бурения перед подъемом
инструмента).
контрольные показатели параметров бурения раствора должны
регистрировать в буровом журнале.
При признаках газонефтепроявлений показатели параметров бурового
раствора следует контролировать:
- плотность и вязкость через 10-15 минут;
- СНС и водоотдачу – каждый час.
Обработка бурового раствора химическим реагентом и утяжелителем и
их расходом должны проводиться в соответствии с подобранной рецептурой
и регистрироваться по каждой смене отдельно.
При работе с химическим реагентом необходимо руководствоваться
правилами по технике безопасности и инструкциями по их применению.
3.3. Требования по монтажу. установке и эксплуатации
противовыбросового оборудования, технической
документации.
Установка превентора с глухими плашками вместе с превентором,
имеющим плашки под бурильные трубы, обязательна при бурении скважин:
- на разведуемых площадях и объектах;
- на газоконденсатных и газовых месторождениях;
- на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями.
Необходимость установки превенторов и их количество в основных
случаях определяется в зависимости от геологических условий АО
«Татнефть» и согласовывается с местным органом Гостехнадзора и
военизированной службой по предупреждению и ликвидации газовых и
нефтяных фонтанов.
Устье скважины оборудуется превентроной установкой после спуска
кондуктора или промежуточной обсадной колонны. обвязка превенторов
должна выполняться по типовой схеме, утвержденной АО «Татнефть» и
согласованной с местным органом Гостехнадзора и военизированной
службой по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов.
В зимнее время превенторы должны обогреваться.
Схема противовыбросного оборудования должна, в случае
возникновения проявлений, обеспечивать эффективность работ их
ликвидации.
На смонтированное противовыбросовое оборудование и колонную
головку должна быть составлена в двух экземплярах ведомость, в которой
указывается:
- заводской и инвентарный номер оборудования:
- тип оборудования ( превенторов, колонной головки, гидроуправления
и т.п.), год выпуска;
- диаметр проходного отверстия оборудования;
- давление, на которое рассчитан превентор;
- давление опрессовки на ремонтной базе (акт);
- внутренний диаметр, толщина стенки, марка стали и длина трубы, на
которой устанавливается колонная головка;
- тип и диаметр установленных задвижек;
давление опрессовки совместно с обсадной колонной на устье
скважины (акт);
- давление опрессовки цементного камня (акт);
- размеры плашек , установленных в превенторе;
- размер переходных катушек;
- присоединительные размеры фланцев;
- фактическая схема устья скважины с указанием размеров по
вертикали;
- копия сертификата на масло гидровпровода;
- перечень деталей и узлов. входящих в комплект противовыбросового
оборудования, изготовленных на ремонтной базе, с эскизами, а так же акты
на дефектоскопию и на соответствие качества изготовленных изделий
действующих техусловиям (ТУ).
- наименование газообразного агента в аккумуляторе давления;
- копия сертификата на крепежные детали (согласно ОСТам)
- давление опрессовки манифольда (акт).
акт на выполение работ по креплению выкидных линий;
- разрешение военизированной службы по предупреждению фонтанов
на дальнейшее углубление. скважины.
На узлы и детали наносятся инвентарные номера или производится их
клеймение.
один экземпляр ведомости (указанных документов) должен хранится в
отделе главного механика буровой организации, а другой у мастера
( начальника) буровой.
Буровой мастер обязан ежедневно проверять работоспособность
установленного ПВО, результаты проверки заносить в вахтовый журнал. При
прохождении пластов с возможным нефтегопроявлениями исправность ПВО
следует проверять перед каждым спуском бурильных труб в скважин и
подъемом инструмента из скважины.
Мастер и рабочие буровых вахт должны знать предельные давления
установленного ПВО, основные особенности возникновения проявлений на
данной площади, глубину залегания основных продуктивных пластовые их
пластовые давления.
О всех изменениях характеристики продуктивных пластов и условий
возникновения проявлений. которые выявляются при проведении
промежуточных каротажей, немедленно ставить в известность всех членов
буровой бригады.
После монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной
дальнейшее бурение скважины может быть продолжено только при наличии
разрешения представителя военизированной службы по предупреждению
возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
3.4. Мероприятия по предупреждению проявлений в
процессе бурения.
На каждой буровой с установленным противовыбрсовым
оборудованием должен находиться « План ликвидации возможных аварий»
( инструкция первичных действий бригад при возникновении
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов». утвержденный
руководителем предприятия и согласованный с военизированной службой по
предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и
нефтяных фонтанов.
Инструктаж и обучение обслуживающего персонала предприятий
вопросам предупреждения возникновения проявлений и открытых фонтанов
руководителем работ на объекте ( мастером), ответственными ИТР
предприятия и работниками военизированной службы по предупреждению
возникновения и по ликвидации открытых газовых указаниями по
проведению обучения рабочих и ИТР предприятий.
В плане на установку нефтяных, кислотных и водяных ванн должен
быть произведен расчет на превышение давления составного столба
жидкости в стволе над пластовым давлением вскрытого продуктивного
пласта согласно
При обнаружении геофизическими методами после ОЗЦ
некачественного цементажа (отсутствия цемента за колонной, неперекритие
продуктивных пластов, плохое сцепление) следует немедленно приступить к
ремонтным работам при постоянном наблюдении за трубным пространством
спущенной обсадной колонны.
Опрессовка устья скважины с установленным ПВО производится на
давление, допустимое для данной колонны. Результаты опрессовки
оформляются атом.
Кондуктор и промежуточные колонны вместе с установленным на них
противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана
и выхода из – под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения
герметичности под башмаком колоны при закрытии устья скважины во время
открытого фонтанирования.
глубин спуска обсадной колонны выбирается, исходя из условий
недопущения гидроразрыва пород у башмака и разрушения цементного
кольца от максимального давления при проявлении или открытом фонтане.
При недопуске обсадной колонны по техническим причинам
необходимо провести проверочный расчет на прочность не перекрытых
пород у башмака колонны и при необходимости разработать дополнительные
организационно- технические мероприятия по недопущению проявлений,
гидрорызрыва неперекрытых пород и образования грифонов.
На месторождениях, где возможны проявления с содержанием
сероводорода и других агрессивных и токсичности компонентов, буровые
бригады должны быть дополнительно обучены безопасным приемам работы
в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой
промышленности» и « Инструкцией по безопасности труда в бурении,
добычи и подготовки нефти, содержащей сероводородов».
Буровые бригады работающие на месторождениях сероводородов,
должны быть обеспечены средствами защиты- противогазами
фильтрующими марок В.КД, БКФ, необходимым запасом реагента –
нейтрализатором сероводорода.
Первичные действия по ликвидации возникшего проявления и
недопущения его перехода в открытый фонтан производится всем составом
буровой вахты при участии инженерно- технических работников
предприятия, находящихся в даны момент на буровой.
При появлений признаков газонефтеводопроявления буровая вахта
должна немедленно приступить к первичным действиям согласно
оперативной части плана ликвидации аварии и одновременно сообщить об
аварийной ситуации в ЦИСТ предприятия.
При возникновении проявления в первую очередь необходимо
воспрепятствовать опорожнению скважины от гилнистого раствора, как
можно быстрее установить на инструмент обратный клапан лил шаровой
кран и закрыть превентор.
перед закрытием превентора необходимо обеспечить выход флюида
через выкидную линию превенторной установки, чтобы не допустить срыва
резиновых элементов.
Перед закрытием превентора бурильный инструмент должен
находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, замком на 0,5
метра над ротором. Против плашек должна находиться бурильная труба с
наружным диаметром соответствующим диаметру установленных трубных
плашек.
При невозможности заказчики в скважину промывочной жидкости
причинам, выпускать флюид из скважины разрешается только по
достижении критических давлений на устье или согласно специальному
плану ликвидации проявлении.
При выпуске газа или жидкости из скважины необходимо принять
меры к закачке в скважину бурового раствора, не допуская снижения
противодавления на пласт.
В случае возникновения проявления в процессе цементирования
обсадных колонн, следует закрыть превентор, навернуть бурильную трубу с
обратным клапаном или шаровым краном и приступить к ликвидации
проявления.
При поступлении буровой раствор значительного количества нефти
или пластовой воды необходимо заменить весь объем бурового растоврана
новый.
Щиты ручного управления ПВО должны быть расположены в местах,
обеспечивающих безопасный подход обслуживающего персонала при
ликвидации проявлений. Должен быть обеспечен свободный проход к устью
скважины и к основным узлам противовыбросового оборудования.
3.5. Мероприятия при спуско- подъемах
операциях.
При спуске бурильного инструмента следует производить
промежуточные промывки скважин до выравнивания параметров раствора
через каждые 400-450 метров.
Скорость спуска бурильного инструмента должна исключить
поршневание и гидроразрыв пластов, ограничение скорости спуска при
необходимости должно быть указано в ГТН.
При падении уровня промывочной жидкости в скважине во время
бурения, промывок и проработок необходимо сообщить начальнику смены
ЦИТС о начавшемся поглощении, поднять (или спустить) инструмент в
башмак последней обсадной колонны. проверить состояние ПВО и
установить за устьем постоянно наблюдение.
Дальнейшие работы проводить по специальному плану.
Если падение уровня в скважине произошло при остановленной
циркуляции раствора, необходимо восстановить ее. При отсутствии выхода
раствора необходимо сообщить начальнику смены ЦИСТ начавшемся
поглощении, поднять или (опустить) инструмент в башмак последней
обсадной колонны, проверить состояние ПВО и установить за устьем
постоянное наблюдение.
Перед подъемом бурильной колонны из скважины необходимо
тщательно промыть скважину и выравнить раствор с доведением его
параметров до норм, установленных ГТН.
Перед вскрытием продуктивных горизонтов на буровой должны быть
два обратных клапана с приспособлением для установки клапанов в
открытом положении, соответствующие типо размеру и прочностным
характеристикам верхней секции колонны бурильных труб.
В процессе подъема инструмента бурильщик непрерывно заливает
скважину, контролирует соответственно количество заливаемой жидкости
объему извлекаемых из скважины труб, после окончания подъема
инструмента заливает скважину до устья.
Во всех случаях прекращения бурения буровой инструмент не должен
оставаться в скважине без движения, а циркуляция бурового раствора не
должна прерываться. Бурильную колонну приподнять от забоя на длину
ведущей трубы через определнные промежутки времени расхаживать и