Інструкція ГНВП - інструкція щодо запобігання виникненню газонафтоводопроявів і відкритих
ІНСТРУКЦІЯ
щодо попередження виникнення газонафтоводопроявів
і відкритих фонтанів при бурінні нафтових і газових
свердловин
Вступ
Ця інструкція розроблена на підставі вимог «Інструкції щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів при будівництві та ремонті свердловин в нафтовій і газовій промисловості» (РД 08-254-98) з урахуванням специфіки робіт, що проводяться в умовах Західного Сибіру.
При підготовці цієї Інструкції використані Правила безпеки в нафтовій і газовій промисловості (ПБ 08-624-03), нормативно-технічна база в галузі попередження і ліквідації газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів, висновки органів державного нагляду і контролю.
Основними цілями цієї Інструкції є організація роботи щодо попередження газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів, підвищення безпеки та протиаварійного стійкості об'єктів нафтогазовидобувних підприємств.
1. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ
1.1. Газонафтоводопроявів (ГНВП) - вид ускладнення, при якому надходження флюїду з пласта в свердловину або через її гирлі можна регулювати або припиняти за допомогою противикидного обладнання.
1.2. Відкритий фонтан (ОФ) - це некероване витікання пластових флюїдів через гирло свердловини в результаті відсутності, технічну несправність, негерметичність, руйнування противикидного обладнання або внаслідок гріфонообразованія.
Відкриті нафтові і газові фонтани є найбільш складними аваріями в нафтовій промисловості. Нерідко вони набувають характеру стихійного лиха, вимагають великих витрат матеріальних ресурсів, істотно ускладнюють діяльність бурових і нафтогазовидобувних підприємств, а також прилеглих до району аварії об'єктів промисловості і населених пунктів, наносять непоправної шкоди навколишньому середовищу.
Оскільки ліквідація аварій пов'язана з можливим загорянням і травмуванням працюючих на гирлі свердловини, кожен відкритий фонтан слід розглядати як потенційну можливість групового нещасного випадку.
ВІДКРИТИЙ ФОНТАН ЛЕГШЕ ПОПЕРЕДИТИ,
2. ПРИЧИНИ ВИНИКНЕННЯ газонафтоводопроявів
2.1. Головною умовою виникнення ГНВП є перевищення пластового тиску над тиском, створюваним стовпом промивної рідини в інтервалі пласта. містить флюїд.
2.2. Основними причинами виникнення газонафтоводопроявів є:
2.2.2. Недолив свердловини при підйомі бурильного інструменту або просте.
2.2.3. Поглинання бурового розчину.
2.2.4. Підйом бурильного інструменту з сальником (ефект поршневанія).
2.2.5. Висока швидкість підйому або спуску колони труб.
2.2.6. Установка рідинних ванн для ліквідації прихвата без виконання відповідних розрахунків.
2.2.7. Зниження щільності бурового розчину в результаті хімічної обробки.
2.2.8. Тривалі простої без промивки свердловини.
2.2.9. Високе значення в'язкості і СНС бурового розчину.
2.2.10. Руйнування зворотних клапанів бурильних або обсадних колон в процесі їх спуску.
2.2.11. Порушення цілісності обсадних або бурильних колон при їх спуску в свердловину без заповнення їх промивної рідиною.
2.2.12. Неякісне кріплення технічних колон, що перекривають газонефтеводонасищенние напірні горизонти.
2.3. Наявність в розрізі свердловини газових пластів, а також нафтових і водяних пластів з великою кількістю розчиненого газу значно збільшує небезпеку виникнення ГНВП, навіть якщо пластовий тиск нижче гідростатичного.
Підвищена небезпека пояснюється наступними властивостями газу:
2.3.1. Здатністю до дифузії, тобто проникненню через фільтраційну кірку на стінках свердловини в буровий розчин і, шляхом накопичення в ньому, утворювати газові пачки.
2.3.2. Здатністю газових пачок до спливання в стовпі бурового розчину з одночасним розширенням і витісненням розчину зі свердловини.
2.3.3. Здатністю газової пачки до спливання в загерметизованій свердловині, зберігаючи початкове (пластовий) тиск.
3. Раннє ВИЯВЛЕННЯ газонафтоводопроявів
3.1. Основними ознаками почалося газонафтоводопроявів є:
3.1.1. Перелив бурового розчину зі свердловини при відсутності циркуляції.
3.1.2. Збільшення обсягу промивної рідини в приймальних ємностях при бурінні або промиванні свердловини.
3.1.3. Збільшення швидкості потоку промивної рідини зі свердловини при незмінній подачі бурових насосів.
3.1.4. Зменшення, в порівнянні з розрахунковим, обсягу доливається рідини при підйомі інструменту.
3.1.5. Збільшення обсягу витісняється зі свердловини розчину при спуску труб в порівнянні з розрахунковим.
3.1.6. Зниження щільності бурового розчину при бурінні або промиванні свердловини.
3.1.8. Збільшення механічної швидкості буріння.
3.1.9. Зменшення тиску на насосах.
3.2. При належному рівні організації робіт переважна більшість своєчасно виявлених ознак ГНВП можуть бути ліквідовані силами бурової бригади. У разі появи ознак газонафтоводопроявів бурова бригада повинна діяти в суворій відповідності з «Інструкцією по дії бурової вахти при виникненні газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів».
Необхідно пам'ятати, що будь-який газонафтоводопроявів може привести до відкритого фонтанування свердловини.
4. ПРИЧИНИ ПЕРЕХОДУ газонафтоводопроявів
У ВІДКРИТІ ФОНТАНИ
4.1. Недостатня навченість персоналу бурових бригад і фахівців підприємства прийомам і методам попередження і ліквідації газонафтоводопроявів.
4.2. Невідповідність конструкції свердловини гірничо-геологічними умовами буріння і вимогам «Правил безпеки в нафтовій і газовій промисловості».
4.3. Неякісне цементування обсадних колон.
4.4. Відсутність, несправність, низька якість монтажу противикидного обладнання на гирлі свердловини.
4.5. Неправильна експлуатація противикидного обладнання.
4.6. Відсутність пристроїв для перекриття каналу бурильної або обсадної колони.
4.7. Недостатня дегазація розчину при газонафтоводопроявів.
4.8. Несвоєчасність виявлення виникнення газонафтоводопроявів.
4.9. Низька виробнича дисципліна.
5. СТАДІЇ КОНТРОЛЮ СВЕРДЛОВИНИ
5.1. Робочі проекти на будівництво свердловини, інструкції по монтажу і експлуатації противикидного обладнання. плани робіт, плани ліквідації аварій і інші нормативно-технічні документи, пов'язані з можливістю газонафтоводопроявів, повинні включати чіткі, надійні рішення щодо їх попередження.
5.2. Контроль за свердловиною повинен включати три стадії (лінії) захисту:
- перша лінія захисту - запобігання припливу пластового флюїду в свердловину за рахунок підтримки достатнього гідростатичного тиску стовпа рідини;
- друга лінія захисту - запобігання надходження пластового флюїду в свердловину за рахунок використання гідростатичного тиску стовпа рідини і противикидного обладнання;
- третя лінія захисту (захист від відкритого фонтана) - ліквідація газонафтоводопроявів стандартними методами і забезпечення можливості відновлення першої лінії захисту.
6. ЗАХОДИ З ПОПЕРЕДЖЕННЯ
Газонафтоводопроявів І ВІДКРИТИХ ФОНТАНІВ
При бурінні свердловин
6.1. Конструкція свердловини повинна відповідати гірничо-геологічними умовами родовищ, вимогам Правил безпеки в нафтовій і газовій промисловості та технічного проекту на будівництво свердловини.
6.2. Перед установкою противикидного обладнання (ППО) на гирлі свердловин, що мають в своїй конструкції дві і більше обсадні колони, колони обв'язуються між собою колонними головками.
6.3. Зміни і відхилення від проекту, доповнення до нього допускаються за погодженням з проектувальником і місцевим органом Ростехнагляду. Прийняті зміни в будь-якому випадку не повинні знижувати надійність об'єкта і безпеку робіт.
6.4. Монтаж ППО на гирлі свердловин, його експлуатація та обслуговування повинні проводитися відповідно до вказівок інструкції по монтажу і експлуатації. розробленої виробником, вимог затвердженої схеми монтажу і «Інструкції по монтажу та експлуатації противикидного обладнання на буровій», узгодженої з органами Ростехнагляду і протифонтанної службою.
6.5. Імпортне ППО може бути використано при наявності дозволу Ростехнагляду на застосування цього обладнання на території Укаїни, а також технічної документації виробників на російській мові.
6.6. Введення в експлуатацію гирлового і противикидного обладнання нових типів проводиться за погодженням з протифонтанної службою.
6.7. Опресовування обсадних колон з встановленим противикидним обладнанням, цементного кільця за колоною, міжколонного простору необхідно проводити відповідно до вимог «Правил безпеки в нафтовій і газовій промисловості», «Інструкції по монтажу та експлуатації противикидного обладнання на буровій», «Інструкції по випробуванню обсадних колон на герметичність »і технічного проекту на будівництво свердловини.
6.8. Після монтажу та опресування ППО спільно з обсадної колоною, опресування цементного кільця за обсадної колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання спеціального дозволу технічного керівника організації, що видається відповідно до порядку, погодженим з територіальними органами Ростехнагляду і протифонтанної службою.
6.9. Перед розкриттям продуктивних пластів справність противикидного обладнання перевіряється буровим майстром або механіком з відповідною реєстрацією результатів перевірки в вахтовому журналі. На об'єкті повинні бути вивішені попереджувальні написи: «Увага! Розкритий продуктивний пласт! »,« Недолив свердловин - шлях до фонтану! ».
6.10. Щільність бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, що перевищує пластовий тиск на величину:
- 10% для свердловин глибиною до 1200 м, але не більше 1,5 МПа (15 кгс / см 2);
- 5% для інтервалів від 1200 м і до проектної глибини, але не більше 2,5-3,0 МПа (25-30 кгс / см 2).
6.11. Забороняється поглиблення свердловини і підйом інструменту, якщо параметри бурового розчину не відповідають параметрам, зазначеним в геолого-технічному вбранні.
6.12. Буріння в інтервалах з можливими газонафтоводопроявів необхідно здійснювати з установкою під ведучою трубою кульового крана.
Діаметр верхньої частини бурильної колони повинен відповідати розміру встановлених в превентора плашок.
6.13. При розтині газоносних горизонтів і дедалі відчутніше поглиблення свердловини (до спуску чергової обсадної колони) повинен проводитися контроль бурового розчину на газонасиченість.
Забороняється проводити підйом бурильної колони до вирівнювання властивостей бурового розчину по всьому циклу циркуляції.
6.15. При бурінні в продуктивному газовому пласті механічна швидкість повинна обмежуватися до значень, при яких забезпечується дегазація бурового розчину.
6.16. На буровій повинен бути необхідний запас промивальної рідини.
6.17. При підйомі бурильної колони слід забезпечити безперервний долив свердловини і візуальний контроль за обсягом доливається рідини, який фіксується у вахтовому журналі. Доливной ємність повинна бути обладнана рівнеміром і мати градуювання через кожні 0,5 м 3. При різниці між обсягом доливаного розчину і обсягом металу піднятих труб більше 0,5 м 3 підйом повинен бути припинений і вжиті заходи по герметизації гирла.
6.18. При наявності ознак сальнікообразованія забороняється підйом інструменту зі свердловини до повної ліквідації сальника шляхом інтенсивної промивки і ходіння інструменту.
6.19. При тривалих простоях свердловини без промивки перед підйомом інструменту необхідно провести вирівнювання розчину відповідно до параметрів, зазначеними в геолого-технічному вбранні.
При перервах в роботі, незалежно від їх тривалості, забороняється залишати гирлі свердловини без спостереження.
6.20. При тривалих простоях свердловини спуск бурильної колони повинен проводитися з проміжними промивками і виміром параметрів бурового розчину, що виходить із свердловини.
6.21. При наявності розкритих пластів, схильних до газонафтоводопроявів, підйом інструменту слід проводити на знижених швидкостях.
6.22. Під час установки нафтових ванн або закачування буферної рідини при цементуванні обсадних колон має бути забезпечено засунений на продуктивні пласти згідно зі встановленими вимогами.
6.23. При спуску обсадних колон необхідно обмежити швидкість спуску з метою запобігання гідророзриву пластів, забезпечити своєчасний долив і проведення проміжних промивок.
6.24. З метою запобігання грифонів, міжколонних проявів і міжпластовому перетоків слід дотримуватися заходи щодо якісного роз'єднання пластів.
6.25. Устя закінчених бурінням свердловин повинно бути обладнане відповідно до схеми. затвердженої головним інженером шахти бурового підприємства і узгодженої з територіальними органами Ростехнагляду і протифонтанної службою. Забороняється буріння чергових свердловин на кущі без герметизації раніше пробурених.
6.26. До робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявів допускаються робітники і фахівці, які пройшли підготовку за курсом «Контроль свердловини. Управління свердловиною при газонафтоводопроявів ». Перепідготовка проводиться не рідше одного разу на три роки.
6.27. Щокварталу з персоналом бурових бригад повинен бути проведений інструктаж щодо попередження ГНВП і відкритих фонтанів згідно з програмою періодичного інструктажу, затвердженою технічним керівником підприємства.
6.28. Щоб своєчасно попередити аварію і прийняти найбільш ефективне рішення для її ліквідації, робітники підприємств повинні досконало знати особливості можливих аварій і мати необхідну практичну підготовку. Підготовка персоналу безпосередньо на виробничих об'єктах за допомогою тренувань (навчальних тривог) має дуже важливе значення для ліквідації аварії в її початковій стадії. Відомі випадки, коли в момент загрози відкритого фонтанування навіть досвідчені бурові бригади здійснювали безладні дії. Тому практика в ліквідації імітованих проявів і навички по герметизації гирла сприяють виробленню впевненості в діях при аварійній ситуації.
Проведення навчально-тренувальних занять по сигналу «Викид» є основною формою практичного навчання робітників бригад буріння свердловин першочергових дій при газонафтоводопроявів. Періодичність проведення навчальних тривог - не рідше одного разу на місяць з кожної вахтою. Відповідальним за їх проведення є буровий майстер.
6.29. Керівники і фахівці підприємства при відвідуванні об'єктів буріння зобов'язані проводити контрольні навчальні тривоги за сигналом «Викид» з подальшим розбором і оцінкою дій вахти.
6.30. Кожен випадок ГНВП повинен бути ретельно розслідуваний, обставини і причини його виникнення опрацьовані з членами бурових бригад, фахівцями підприємства.
6.31. При виявленні газонафтоводопроявів бурова вахта зобов'язана загерметизувати гирлі свердловини, канал бурильних труб і діяти відповідно до «Інструкції по дії бурової вахти при виникненні газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів».
6.32. Після герметизації гирла свердловини подальші роботи по ліквідації ГНВП проводяться під керівництвом фахівців підприємства за спеціальним планом.
6.33. Після герметизації гирла при газонафтоводопроявів необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо свердловини і пропусків в вузлах і з'єднаннях ППО.
6.34. У бурових бригадах повинні бути наступні документи по протифонтанної безпеки:
- Правила безпеки в нафтовій і газовій промисловості;
- схема монтажу противикидного обладнання на гирлі свердловини;
- Інструкція по монтажу та експлуатації противикидного обладнання на буровій;
- керівництво по експлуатації або інструкція по монтажу та експлуатації противикидного обладнання, розроблена виробником цього обладнання;
- Інструкція щодо попередження виникнення газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів при будівництві нафтових і газових свердловин;
- Інструкція по дії бурової вахти при виникненні газонафтоводопроявів і відкритих фонтанів;
- журнал обліку проведення навчальних тривог;
- відомість противикидного обладнання з відповідними паспортами, актами, сертифікатами, перелік яких викладено в «Інструкції по монтажу та експлуатації ППО на буровій»;
- Порядок видачі спеціального дозволу на буріння свердловини після монтажу і опресовування противикидного обладнання;
- План ліквідації аварій;
- Регламент на опресовування ППО спільно з обсадної колоною;
- Положення про порядок організації, взаємодії та ведення одночасного виконання робіт на кущі свердловин.
За незачепленим в інструкції питань слід керуватися «Правилами безпеки в нафтовій і газовій промисловості» та іншими нормативними документами по протифонтанної безпеки.
Навігація по сторінці: