Файл: Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при проведении работ по бурению, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин на месторождениях.docx

СОГЛАСОВАНО	УТВЕРЖДАЮ
ПРОТИВОФОНТАННАЯ СЛУЖБА Профессиональное аварийно-спасательное формирование _________________ «___»___________________20 г. На период действия договора от 01.01.2014 № 4/16-П Начальник УСТ _______________ «___»_________________20 г.	Первый заместитель генерального директора - главный инженер _________________ «___»________________20 г.

Начальник УПКРС
_______________

«___»_________________20 г.

Инструкция
по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при проведении работ по бурению, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин на месторождениях

СОДЕРЖАНИЕ

Список используемых сокращений.

АПР – Автомат для подземного ремонта скважин.

АСФ – Аварийно – спасательное формирование.

АУШГН – Арматура устьевая для штангового глубинного насоса.

АУЦН - Арматура устьевая для центробежного насоса.

ВНК – Водо – нефтяной контакт.

ГНВП – Газонефтеводопроявление.

КВД – Кран высокого давления.

КМУ – Ключ механический универсальный.

КМЦ - Карбоксиметилцеллюлоза

НКТ – Насосно – компрессорные трубы.

ОЗЦ – Ожидание затвердевания цемента.

ОК – Обсадная колонна.

ОПО – Опасный производственный объект.

ПВО – Противовыбросовое оборудование.

ПДК - Предельно-допустимая концентрация.

ПЛА – План ликвидации аварии.

ППГ – Превентор плашечный гидравлический.

ПУГ– Превентор универсальный гидравлический.

ПЧ – Пожарная часть.

СБТ - Стальные бурильные трубы.

СИЗОД – Средства индивидуальной защиты и органов дыхания.

СПО – Спуско – подъемные операции.

ТКПРС – Текущий капитальный и подземный ремонт скважин.

УПКРС – Управление подземного и капитального ремонта скважин.

ФКУ -

---

Федеральное казенное учреждение

ЦИТС – Центральная инженерно – технологическая служба.

ЭЦН – Электро – центробежный насос.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция определяет требования ОАО «-----» к подрядным организациями и структурным подразделениям компании, осуществляющим производственную деятельность, связанную с проведением работ по бурению, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин на объектах ОАО «------».

1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.

1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, помимо данной инструкции также следует руководствоваться нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.

1.4. Данная инструкция также описывает порядок разработки и реализации системы оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.

1.5. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.

2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙИ СПОСОБЫ ИХ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ. СТАДИИ КОНТРОЛЯСКВАЖИНЫ (ЛИНИИ ЗАЩИТЫ ОТ ОТКРЫТОГО ВЫБРОСА)

Газонефтеводопроявление(ГНВП) - это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении , ремонте и эксплуатации.

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

---

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.
Категории скважин по степени опасности

возникновения газонефтеводопроявлений
1 категория:

• 
  Газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
  
• 
  Нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;
  
• 
  Нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;
  
• 
  Нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;
  
• 
  Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;
  
• 
  Нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;
  
• 
  Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;
  
• 
  Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта менее 10м;
  
• 
  Нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.
  

2 категория:

• 
  Нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м³/т;
  
• 
  Нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;
  
• 
  Скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.
  

3 категория:

• 
  Скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.
  

---

2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений.

2.1.1. Одним из основных условий возникновения газонефтеводопроявлений является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного. Возможно возникновение газонефтеводопроявлений и при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида в ствол скважины в результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контракционных эффектов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород и т.п.

2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:

• 
  Ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
  
• 
  Тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
  
• 
  Разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение - снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);
  
• 
  Ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
  
• 
  Недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
  
• 
  Использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
  
• 
  Снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
  
• 
  Снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
  
• 
  Снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
  
• 
  Снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
  
• 
  Уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
  
• 
  Снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно - механических и реологических параметров бурового раствора;
  
• 
  Разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
  
• 
  Разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
  
• 
  Нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
  
• 
  Некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
  

---

2.2. Причины возникновения открытых фонтанов.

2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно - геологическим условиям.

2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.

2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.

2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.

2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.

2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.

2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.

2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:

• 
  Несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
  
• 
  Увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско - подъемных операций;
  
• 
  Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;
  
• 
  Несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
  
• 
  Повышение газосодержания в промывочной жидкости;
  
• 
  Снижение плотности бурового раствора;
  
• 
  Поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
  
• 
  Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
  
• 
  Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
  
• 
  Увеличение вращающего момента на роторе;
  
• 
  Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
  

---