|
Стр. 3
вероятных причинах и рекомендуемых мерах по их ликвидации
приведены в табл. 6.
Таблица 6
ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ ПРИ ГИС
----T--------T-------------T------------------T------------------¬
¦ N ¦Вид ¦ Вероятные ¦ Экстренные меры ¦ Мероприятия по ¦
¦п/п¦осложне-¦ причины ¦ ¦ликвидации аварии ¦
¦ ¦ния, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦аварии ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦1 ¦Прихват ¦Сложные гео- ¦Многократные "рас-¦Спуск в скважину ¦
¦ ¦(затяж- ¦лого - техни-¦хаживания" с изме-¦бурильных труб до ¦
¦ ¦ка) ка- ¦ческие усло- ¦нением нагрузки от¦интервала прихвата¦
¦ ¦беля, ¦вия. Неподго-¦свободного веса ¦с одновременным ¦
¦ ¦зонда, ¦товленность ¦кабеля в скважине ¦пропусканием кабе-¦
¦ ¦СГП ¦скважины. На-¦до 0,5 фактическо-¦ля внутри буриль- ¦
¦ ¦ ¦рушение пра- ¦го разрывного уси-¦ных труб. Натяже- ¦
¦ ¦ ¦вил проведе- ¦лия в заделке ка- ¦ние кабеля с целью¦
¦ ¦ ¦ния ГИС ¦бельного наконеч- ¦обрыва в заделке ¦
¦ ¦ ¦ ¦ника. Расхаживание¦наконечника или ¦
¦ ¦ ¦ ¦прекращается при ¦СГП при прихвате ¦
¦ ¦ ¦ ¦порывах не более 5¦СГП ¦
¦ ¦ ¦ ¦проволок наружного¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦повива брони. Опо-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦вещение руковод- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ства геофизическо-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦го предприятия и ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦заказчика. Состав-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ление плана ликви-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦дации аварии ¦ ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦2 ¦Обрыв ¦Нарушение ¦Определение ориен-¦Определение точно-¦
¦ ¦кабеля ¦правил прове-¦тировочной глубины¦го местоположения ¦
¦ ¦ ¦дения ГИС. ¦нахождения верхне-¦конца кабеля в ¦
¦ ¦ ¦Ликвидация ¦го конца кабеля в ¦скважине с помощью¦
¦ ¦ ¦прихвата ¦скважине. Оповеще-¦ЛММ. Спуск в сква-¦
¦ ¦ ¦ ¦ние руководства ¦жину на бурильных ¦
¦ ¦ ¦ ¦геофизического ¦трубах специально-¦
¦ ¦ ¦ ¦предприятия и за- ¦го приспособления ¦
¦ ¦ ¦ ¦казчика. Составле-¦- "ерша" для зах- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ние плана ликвида-¦вата кабеля. Опе- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ции аварии ¦рации повторяют до¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦извлечения всего ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦кабеля с СГП или ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦без. Разбуривание ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦оставленного в ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦скважине кабеля не¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦допускается ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦3 ¦Обрыв ¦Сложные гео- ¦Определение глуби-¦Спуск бурильных ¦
¦ ¦СПГ ¦лого - техни-¦ны возможного мес-¦труб с целью до- ¦
¦ ¦ ¦ческие усло- ¦тоположения СГП. ¦сылки оставленного¦
¦ ¦ ¦вия. Неподго-¦Оповещение руко- ¦в стволе скважины ¦
¦ ¦ ¦товленность ¦водства геофизи- ¦СГП на забой. ¦
¦ ¦ ¦скважины. Не-¦ческого предприя- ¦Спуск на бурильных¦
¦ ¦ ¦исправность ¦тия и заказчика. ¦трубах ловильного ¦
¦ ¦ ¦СГП, подъем- ¦Составление плана ¦инструмента для ¦
¦ ¦ ¦ника, кабе- ¦ликвидации аварии ¦захвата находяще- ¦
¦ ¦ ¦ля. Нарушение¦ ¦гося на забое СГП.¦
¦ ¦ ¦правил прове-¦ ¦Разбуривание СПГ. ¦
¦ ¦ ¦дения ГИС. ¦ ¦Цементаж СГП ¦
¦ ¦ ¦Ликвидация ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦прихвата СГП,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦прихвата или ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦обрыва кабе- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ля ¦ ¦ ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦4 ¦Оставле-¦Сложные гео- ¦Оповещение руко- ¦Подтверждение фак-¦
¦ ¦ние СГП ¦лого - техни-¦водства геофизи- ¦та наличия СГП с ¦
¦ ¦или его ¦ческие усло- ¦ческого предприя- ¦источником на за- ¦
¦ ¦части с ¦вия. Неподго-¦тия и заказчика. ¦бое и отсутствия ¦
¦ ¦источни-¦товленность ¦Составление плана ¦разгерметизации. ¦
¦ ¦ком в ¦скважины. Не-¦ликвидации аварии.¦Тампонаж цементным¦
¦ ¦скважине¦исправность ¦Ловильные работы с¦раствором с даль- ¦
¦ ¦без раз-¦СГП, подъем- ¦помощью приспособ-¦нейшим контролем ¦
¦ ¦гермети-¦ника, кабеля.¦лений, спускаемых ¦формирования и ¦
¦ ¦зации ¦Нарушение ¦на бурильных тру- ¦состояния цемент- ¦
¦ ¦источни-¦правил прове-¦бах. В случае неу-¦ного камня. Посто-¦
¦ ¦ка ¦дения ГИС. ¦дачи ловильных ра-¦янный радиационный¦
¦ ¦ ¦Ликвидация ¦бот - оповещение ¦контроль промывоч-¦
¦ ¦ ¦прихвата СГП,¦местных органов ¦ной жидкости и бу-¦
¦ ¦ ¦прихвата или ¦госсанэпиднадзора,¦рового инструмен- ¦
¦ ¦ ¦обрыва кабеля¦госатомнадзора, ¦та, извлекаемого ¦
¦ ¦ ¦ ¦МВД и отраслевой ¦из скважины в про-¦
¦ ¦ ¦ ¦службы радиацион- ¦цессе ликвидации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ной безопасности. ¦аварии. Досылка на¦
¦ ¦ ¦ ¦Составление плана ¦забой ¦
¦ ¦ ¦ ¦ликвидации радиа- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ционной аварии ¦ ¦
+---+--------+-------------+------------------+------------------+
¦5 ¦Разгер- ¦Нарушение ¦При аварии в поме-¦Определение радио-¦
¦ ¦метиза- ¦герметичности¦щениях - выключе- ¦активного загряз- ¦
¦ ¦ция ис- ¦узла установ-¦ние вентиляции, ¦нения кожных пок- ¦
¦ ¦точника ¦ки источника ¦локализация и ог- ¦ровов и спецодежды¦
¦ ¦ ¦в СГП. Конс- ¦раждение опасной ¦персонала, обору- ¦
¦ ¦ ¦труктивные и ¦зоны, установка ¦дования, промывоч-¦
¦ ¦ ¦заводские де-¦знаков радиацион- ¦ной жидкости и ра-¦
¦ ¦ ¦фекты источ- ¦ной опасности, вы-¦бочих мест, оценка¦
¦ ¦ ¦ника. Наруше-¦явление пострадав-¦доз внешнего и ¦
¦ ¦ ¦ние техноло- ¦ших, упаковка ис- ¦внутреннего облу- ¦
¦ ¦ ¦гии работ. ¦точника в защитный¦чения пострадав- ¦
¦ ¦ ¦Несоблюдение ¦контейнер. При ¦ших. При облучении¦
¦ ¦ ¦безопасных ¦аварии на скважине¦пострадавший дол- ¦
¦ ¦ ¦приемов работ¦- определение зоны¦жен быть отправлен¦
¦ ¦ ¦ ¦загрязнения, ее ¦в лечебное учреж- ¦
¦ ¦ ¦ ¦локализация, уста-¦дение. При выявле-¦
¦ ¦ ¦ ¦новка знаков ради-¦нии загрязнения - ¦
¦ ¦ ¦ ¦ационной опаснос- ¦дезактивация зоны ¦
¦ ¦ ¦ ¦ти, вывоз людей из¦загрязнения. Выяв-¦
¦ ¦ ¦ ¦зоны, выявление ¦ление и устранение¦
¦ ¦ ¦ ¦пострадавших, оп- ¦причин аварии ¦
¦ ¦ ¦ ¦ределение уровня ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦радиационного за- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦грязнения. Во всех¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦случаях - оповеще-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ние руководства ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦местных органов ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦госсанэпиднадзора,¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦госатомнадзора, ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦МВД и отраслевой ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦службы радиацион- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ной безопасности. ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Составление плана ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ликвидации радиа- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ционной аварии ¦ ¦
L---+--------+-------------+------------------+-------------------
1.6.6. Осложнения при ГИС подлежат регистрации. О каждой
аварии составляется акт с указанием причин аварии.
В случае разногласий при определении причин аварии должна быть
проведена техническая экспертиза вышестоящими организациями, в
случае необходимости - третьей стороной.
1.6.7. В целях сокращения сроков и обеспечения эффективности
принимаемых мер по ликвидации осложнений и аварий геофизическое
пред приятие заранее передает заказчику схематические чертежи
применяемых СГП и своевременно информирует его о СГП и сборках,
которые будут применены при выполнении конкретной заявки.
Приложение 1
Название организации
АКТ
О ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К ПРОВЕДЕНИЮ ГИС
Составлен представителями буровой организации: ___________________
(должность, Ф.И.О.)
о готовности скважины N ___ площадь _________________ к проведению
(месторождение)
ГИС в открытом стволе.
ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ
Тип, состав ______________________________________________________
Плотность, г/куб. см _____________________________________________
Водоотдача, куб. см/мин. _________________________________________
Вязкость, с ______________________________________________________
СНС ______________________________________________________________
Содержание твердых частиц, % _____________________________________
Уровень жидкости, м ______________________________________________
Содержание нефти в ПЖ на водной основе ___________________________
Возможность разгазирования ПЖ агрессивными газами ________________
(да, нет,
__________________________________________________________________
наименование газа)
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Тип скважины (вертикальная, горизонтальная, наклонно направленная)
__________________________________________________________________
Максимальный зенитный угол _______________________________________
Забой, м _________________________________________________________
Диаметр долота, мм / глубина перехода ____________, ______________
Последняя обсадная колонна диаметр, мм/башмак, м _________________
Состояние башмака ________________________________________________
Максимальная глубина последнего спуска бурильного инструмента, м _
__________________________________________________________________
РАБОТЫ ПО ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИНЫ
Буровая и скважина подготовлены к проведению ГИС в полном
соответствии с Инструкцией __________________, в т.ч.:
(наименование)
Скважина проработана _____________________________________________
(кем, когда, до какой глубины)
Встречены уступы, обвалы, пробки, м ______________________________
Затяжки бурильного инструмента при подъеме, м ____________________
Состояние наземного оборудования:
Буровой станок ___________________________________________________
(исправен, нет)
Наличие площадки для размещения геофизического оборудования ______
(да, нет)
Наличие узла крепления направляющего ролика ______________________
(да, нет)
Наличие щита с рубильником для подсоединения к силовой сети ______
(да, нет)
Наличие мест для подсоединения заземляющих проводников ___________
(да, нет)
Очистка пола буровой, мостков от ПЖ, нефтепродуктов, посторонних
предметов ___________________
(да, нет)
Возможность проведения работ в ночное время ______________________
(да, нет)
Максимально разрешаемая глубина спуска СГП, м ____________________
Другие сведения (при необходимости) ______________________________
Подготовка скважины обеспечивает проведение ГИС до следующей
проработки не менее ________________ ч.
Подписи: _________________________ (Ф.И.О., подпись)
_________________________
Акт составлен "___" _________ 19__ г. ____ ч ____ мин.
Замечания руководителя работ по ГИС по подготовке скважины
_________________________________________________________________
Скважину для проведения ГИС принял руководитель работ ___________
(должность,
________________ "__" _________ 19__ г. ____ ч ____ мин.
Ф.И.О., подпись)
2. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИНЫ
ТРУБНЫМ ИСПЫТАТЕЛЕМ ПЛАСТОВ (ИПТ)
2.1. Задачи и общие требования
2.1.1. Работы по исследованию скважины ИПТ, включая подготовку
инструмента, погрузку - разгрузку и транспортировку, сборку и
разборку ИПТ на скважине, подготовку скважины и ее испытание ИПТ
необходимо выполнять в соответствии с требованиями данной
Инструкции, Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности и положениями руководства по эксплуатации ИПТ.
2.1.2. Трубным испытателем пластов разрешается исследование
скважины любой категории в открытом стволе и (или) в колонне для
поиска продуктивных пластов в перспективных интервалах с
неустановленными характеристиками насыщения и продуктивности или
для решения специальных задач.
2.1.3. На каждый спуск ИПТ необходимо составлять план работ
установленной формы с конкретными характеристиками процесса,
обеспечивающими безаварийность, безопасность работ и охрану
окружающей среды. В плане указывается ответственный исполнитель
работ. План утверждается техническим руководителем предприятия
бурения и предприятия, выполняющего испытание скважины.
При испытании объекта с повышенным содержанием сероводорода
план работ согласовывается с госгортехнадзором и противофонтанной
службой.
2.1.4. Результаты каждого спуска ИПТ оформляются актом
установленной формы с обязательным указанием технической
успешности работ, имевших место осложнений или аварий.
2.1.5. Необходимо иметь типовую схему обвязки устья скважины
(возможны два - три варианта) при испытании скважины ИПТ.
Схема должна быть согласована с органами госгортехнадзора и
противофонтанной службы.
2.1.6. Операция по испытанию скважины ИПТ имела место, если
какой-либо из узлов ИПТ опускался в скважину ниже стола ротора.
2.1.7. Обвязка устья скважины должна обеспечивать:
прямую и обратную циркуляцию бурового раствора под давлением;
надежный, интенсивный и контролируемый долив скважины;
контроль за положением уровня раствора в скважине;
надежный контроль за активностью проявления объекта испытания;
извлечение притока обратной циркуляцией, его дегазацию, отвод
за пределы буровой, сбор и замер компонентов жидкой фазы, сжигание
пластового флюида в факеле;
глушение скважины в трубы и в кольцевое пространство при
угрозе аварийного фонтанирования. При этом обязательно присутствие
противофонтанной службы и наличия цементировочного агрегата.
2.1.8. Верхняя труба колонны бурильных труб над ИПТ
обвязывается контрольной головкой - вертлюгом с аварийным запорным
краном и рабочим манифольдом из металлических труб с шарнирными
быстросъемными соединениями. Манифольд имеет рабочий запорный
кран, который при испытании располагается на полу буровой. Перед
рабочим краном должны быть два штуцерных отвода с вентилями для
присоединения показывающего манометра и резинового шланга (для
контроля притока малой интенсивности). После рабочего крана
манифольд должен соединяться с выкидом превентора.
Набор труб и шарниров манифольда должен обеспечивать
возможность перемещения колонны труб над ротором на высоту до 5 м
без отсоединения манифольда.
2.1.9. Допускается испытание скважины с обвязкой спущенной
колонны ведущей бурильной трубой (квадратом) с вертлюгом и шлангом
буровой установки (со страховым тросом или цепью), если рабочее
давление шланга не менее чем в 1,5 раза превышает ожидаемое на
устье давление. В этом случае испытание выполняют без выпуска
пластового флюида на поверхность.
2.1.10. Испытание скважины с выпуском пластового флюида на
поверхность допускается при повторном спуске ИПТ, когда известно
давление и насыщение пласта.
Необходимо определить максимально возможное снижение давления
в трубах и обеспечить устойчивость труб против внешнего давления,
против внутреннего давления (при закрытом кране устьевой головки)
и устойчивость пакера. Металлический манифольд устьевой головки
необходимо крепить к фермам буровой установки.
2.1.11. Допускается испытание скважины при поглощении бурового
раствора (отсутствие уровня на устье), при проявлении скважины без
угрозы аварийного фонтанирования и при наличии на забое
постороннего металла.
Такое испытание выполняют без выпуска пластового флюида на
поверхность, по специальному плану, с дополнительными мерами
обеспечения безопасности и безаварийности работ.
2.1.12. При испытании объекта с повышенной концентрацией
сероводорода и токсичных газов (выше ПДК) необходимо соблюдение
следующих требований:
обеспечить всех исполнителей средствами индивидуальной защиты
и выполнять все операции в соответствии с требованиями
безопасности при работах в условиях повышенной концентрации
сероводорода;
иметь дополнительный контроль (датчик) сероводорода у выкида
манифольда (в процессе притока) и у верхнего конца колонны
бурильных труб (при подъеме ИПТ);
контрольная головка, манифольд и забойный пробоотборник должны
быть изготовлены из антикоррозионного металла;
контрольная головка должна иметь дистанционное управление
краном аварийного закрытия;
подъем ИПТ производить с предохранительными пробками. Над
ротором в муфту замкового соединения каждой свечи перед ее
подъемом навинчивают пробку. Пробку снимает верхний рабочий после
полного отворота свечи, если в процессе ее отворота и отсоединения
отсутствует выход газа или жидкой фазы;
запрещается испытание объекта с выпуском пластового флюида на
поверхность;
вызов притока разрешается производить только в дневное время;
на последнем долблении (промывке) перед спуском ИПТ колонна
бурильных труб и обсадная колонна обрабатываются ингибитором
удвоенной концентрации (объема), в буровой раствор и в жидкость
долива вводится удвоенная доза нейтрализатора сероводорода. Узлы
ИПТ выдерживаются не менее шести часов в ингибиторе;
после испытания узлы ИПТ подвергаются дефектоскопии для
обнаружения сероводородного "растрескивания";
извлекаемый на поверхность пластовый флюид сжигается на
факельной установке ПВО.
2.1.13. При испытании коллекторов с газоконденсатом, с
углеводородным газом, с сероводородом высокой концентрации на
дорогах в зоне расположения скважины на расстоянии не ближе 250 м
необходимо установить предупредительные знаки об опасности и
выставить посты.
2.1.14. Испытание скважины ИПТ разрешается, если на скважине
имеются следующие технические документы:
геолого - технический наряд (режимно - технологическая карта),
регламентирующий конструкцию скважины и характеристики бурового
раствора;
технические паспорта на установленное оборудование (индикатор
веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое
оборудование и обвязку);
акты на опрессовку противовыбросового оборудования и последней
обсадной колонны;
план ликвидации аварийного фонтанирования и пожара;
акты на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны;
акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованию
скважины ИПТ;
план на испытание скважины ИПТ.
2.1.15. Испытание скважины ИПТ запрещается в случаях:
неисправности бурового оборудования, инструмента;
отсутствия противовыбросового оборудования;
проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования
(степень опасности определяется ответственным руководителем
работ);
неполного состава вахты;
использования в составе вахты стажеров (учеников);
отсутствия документации по п. 2.1;
отсутствия ответственного руководителя работ.
2.2. Подготовка скважины к испытанию
2.2.1. В процессе последних перед спуском ИПТ долблений
необходимо:
проверить и обеспечить исправность системы СПО (вышка, талевая
система, лебедка, гидромат, индикатор веса);
проверить исправность противовыбросового оборудования,
противовыбросовой и гидравлической обвязки;
проверить систему долива скважины;
проверить систему освещения;
проверить систему дегазации раствора;
проверить и обеспечить исправность установленного оборудования
и инструмента;
привести в соответствие с геолого - техническим нарядом
характеристики бурового раствора;
проработать ствол скважины в интервалах посадок и затяжек до
полного их устранения;
проверить и обеспечить герметичность резьбовых соединений
колонны бурильных труб;
проверить и обеспечить наличие на буровой регламентированного
объема бурового раствора;
проверить и обеспечить наличие на буровой документации по
п. 2.1.14.
2.2.2. Необходимо определить и включить в план работ:
диаметр забойного штуцера;
планируемое снижение давления в трубах;
допустимое давление на превенторе и на контрольной головке (в
бурильных трубах);
допустимую нагрузку на крюке при "расхаживании" бурильного
инструмента с ИПТ;
безопасную продолжительность пребывания ИПТ на забое.
2.2.3. Во избежание проявления скважины после снятия пакера
следует выполнить расчет репрессии на пласт из условия заполнения
интервала испытания (под пакером) газом. При необходимости, для
обеспечения противодавления на пласт следует уменьшить длину
интервала испытания или увеличить плотность бурового раствора.
2.2.4. Последнюю перед спуском ИПТ промывку скважины выполнять
в объеме 1,5 цикла циркуляции. Первые 30 мин. промывать скважину с
долотом на забое.
2.2.5. Иметь на буровой 2 - 3 бурильных трубы разной длины
патрубка, чтобы обеспечить установку контрольной головки при
испытании в интервале 0,5 - 2 м над ротором.
2.3. Компоновка и сборка узлов ИПТ на скважине
2.3.1. Компоновка ИПТ должна обязательно включать
циркуляционный клапан или узел, его заменяющий, обеспечивающий
быстрое и надежное восстановление циркуляции бурового раствора в
любой момент операции по испытанию скважины ИПТ.
2.3.2. Испытатель пластов (приемный клапан) должен
обеспечивать надежное и быстрое перекрытие притока пластового
флюида в трубы.
2.3.3. Обязательна установка забойного штуцера.
Повторный спуск ИПТ на объекте известной продуктивности
допускается без забойного штуцера.
2.3.4. При спуске ИПТ в скважину для подбора длины труб над
ИПТ (для правильной установки контрольной головки) запрещается
использовать бурильные трубы, которые ранее в колонне бурильных
труб на этой скважине не использовались.
2.3.5. Перед началом работ с ИПТ и с каждой последующей вахтой
(сменой) ответственный руководитель проводит инструктаж по
технологии и безопасности работ с записью в журнале.
2.3.6. При сборке звеньев над ротором замковые резьбы
закрепляются машинными ключами.
2.3.7. При сборке и креплении узлов ИПТ над ротором с
проворотом этих узлов вправо необходимо следить, чтобы не было
самопроизвольного отворота правых резьб, расположенных выше ключа.
Для этого на соединениях с правыми резьбами делают вертикальные
метки (мелом) и следят за положением этих меток (при отвороте
резьбы метка "расходится").
2.4. Спуск - подъем ИПТ. Испытание скважины
2.4.1. При спуске ИПТ осуществлять непрерывный контроль за
положением уровня в скважине и показаниями индикатора веса. Не
допускать посадок более 6 т.
2.4.2. Все соединения обвязки верхней трубы перед началом
испытания опрессовать на рабочее давление.
2.4.3. Перед пакеровкой скважины определить всю массу на крюке
при движении ИПТ вверх (на первой скорости) и в покое. Определить
число оборотов "отдачи" ротора после вращения инструмента.
2.4.4. В процессе испытания объекта непрерывно следить за
положением уровня раствора в скважине и активностью проявления
пласта.
2.4.5. Приток следует прекратить и переходить на регистрацию
КВД или снимать пакер в случаях:
появления на устье пластового флюида или жидкости долива;
резкого падения уровня раствора в скважине;
возникновения перелива раствора из скважины;
при очень высокой активности притока, с появлением давления на
контрольной головке.
2.4.6. При прокручивании инструмента, для перехода на
регистрацию КВД, число оборотов ротора на один прием должно быть
не более 3 + п, где п - число оборотов "отдачи" ротора.
2.4.7. После снятия пакера запрещается производить разборку
устьевой обвязки и подъем ИПТ до полного прекращения выхода из
труб воздуха (жидкости долива, пластового флюида).
Перед "расхаживанием" колонны труб и ИПТ с максимальной
нагрузкой на крюке трубы заполняют буровым раствором, проверяют
точность показаний ГИВ и повторяют эту проверку через каждые 30
мин. "расхаживания".
Верхнюю бурильную трубу с контрольной головкой в сборе и с
открытым аварийным краном при подъеме ИПТ следует уложить так,
чтобы при необходимости можно было быстро поднять ее и соединить с
колонной труб.
2.4.8. При подъеме ИПТ скважину непрерывно доливают буровым
раствором. При появлении труб с жидкостью на устье присоединяют к
ним контрольную головку с манифольдом. Открывают циркуляционный
клапан. Обратной промывкой извлекают приток из труб. Циркуляцию
продолжают до полного выравнивания давления в трубах и в скважине.
Подъем ИПТ с розливом жидкости притока вокруг ротора ("с
сифоном") разрешается только в осложненных ситуациях (например,
когда циркуляционный клапан не удается открыть). В этом случае
необходимы дополнительные противопожарные меры и меры безопасности
(использовать противоразбрызгиватель, смывать раствор, нефть
вокруг ротора струей воды, работать в респираторах или
противогазах).
2.4.9. При появлении в процессе испытания или подъема ИПТ
сероводорода работы продолжать в соответствии с п. 2.1.12.
2.4.10. При раскреплении замковых резьб между испытателем
пластов и запорным поворотным клапаном следует соблюдать
осторожность, т.к. в полости этих узлов возможно высокое давление.
2.4.11. Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление
узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности,
обязательных при работе с сосудами высокого давления и возможного
присутствия токсичных газов.
2.4.12. При испытании скважины ИПТ в комплексе с физико -
химическим воздействием на пласт (солянокислотная обработка
пласта) при разборке ИПТ соблюдать меры, исключающие возможность
химического ожога работающих.
2.4.13. Проверять радиоактивность притока и проб при первом
испытании объекта на данной площади и на скважинах, где
применялись радиоактивные вещества (долгоживущие изотопы,
нейтронные излучатели).
2.4.14. В процессе испытания скважины запрещается:
присутствие на скважине посторонних лиц;
плановый ремонт установленного оборудования;
газосварочные и другие огневые работы;
выключение (остановка) двигателей привода лебедки (ДВС) в
период притока и регистрации КВД.
2.4.15. Запрещается после подъема ИПТ оставлять скважину без
спуска в нее бурильных труб.
2.4.16. При спуске долота в скважину и на первом цикле
циркуляции после испытания ИПТ нефтегазонасыщенного пласта
необходимо принять дополнительные меры предосторожности против
возможного нефтегазопроявления скважины за счет извлечения на
поверхность объема пластового флюида, оставшегося в интервале
испытания.
2.5. Предупреждение, раннее обнаружение и ликвидация
осложнений и аварий при испытании скважины ИПТ
2.5.1. Испытание скважины ИПТ осложненное, если при этом имели
место несанкционированные отклонения от штатного режима работ (по
любым причинам).
Испытание скважины аварийное, если при его выполнении
возникшее осложнение завершилось поломкой (выходом из строя)
оборудования или инструмента, прихватом инструмента,
неконтролируемым фонтанированием скважины и т.п. с материальным
ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации
аварии.
2.5.2. Для исключения аварий и снижения количества осложнений
необходимо:
выполнение работ квалифицированными исполнителями;
полное и точное соблюдение технических требований по
обслуживанию ИПТ;
соблюдение технических условий эксплуатации бурового
оборудования и инструмента;
соблюдение требований правил;
соблюдение положений данной инструкции.
2.5.3. Для раннего обнаружения осложнения или аварийной
ситуации при испытании скважины ИПТ необходимо:
постоянно следить за показаниями индикатора веса,
контролировать соответствие фактических показателей с расчетными;
следить за поведением уровня раствора в скважине,
интенсивностью выхода раствора при спуске ИПТ, положением уровня
раствора в покое, за объемом раствора, выходящего из скважины (при
спуске ИПТ) и долитого в скважину (при подъеме ИПТ);
периодически контролировать отсутствие движения воздуха из
полости спущенных в скважину труб при СПО с ИПТ и при испытании
пласта;
постоянно следить за активностью проявления скважины в
процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из
резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда.
Активность проявления наблюдается по выходу воздуха из опущенного
под уровень воды свободного конца шланга.
2.5.4. Аномальное отклонение какого-либо из показателей по
п. 2.5.3 является признаком возникновения осложнения или аварийной
ситуации.
2.5.5. Аномальное снижение (посадка) или повышение (затяжка)
веса на крюке. Прихват инструмента.
Аномальным является отклонение веса на крюке более 6 т. При
появлении такой аномалии операцию следует продолжить на сниженной
скорости. Если при спуске ИПТ снижение веса (посадка)
увеличивается или сохраняется на протяжении 20 - 30 м, ИПТ
необходимо поднять и повторить подготовку скважины.
Если при подъеме ИПТ затяжка сохраняется, нужно поднимать ИПТ
со сниженной скоростью, периодически проверять наличие свободного
хода вниз, опуская ИПТ на несколько метров.
При увеличении затяжек приступить к "расхаживанию"
инструмента. Если затяжки остаются или увеличиваются, если
инструмент окажется "прихвачен", необходимо долить трубы, открыть
циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию (обратной
циркуляцией извлечь приток) и продолжать "расхаживать" несколько
часов. Вызвать мастера по сложным работам. Ликвидацию прихвата
осуществлять по специальному плану (нефтяная ванна, отворот в
безопасном переводнике, обуривание оставленного инструмента или
цементный мост и "уход" в сторону).
2.5.6. Аномальное снижение уровня раствора в скважине.
2.5.6.1. Снижение с низкой интенсивностью уровня раствора в
скважине при спуске ИПТ - признак возникновения негерметичности
бурильных труб над ИПТ или поглощения раствора. Уточняют причину,
контролируя выход воздуха из труб. В зависимости от интенсивности
снижения и расстояния ИПТ от объекта испытания определяется
решение: продолжить операцию (если есть возможность передачи
депрессии на пласт и нет угрозы проявления скважины) или поднимать
ИПТ и устранить причину осложнения. При возникновении такого
осложнения в процессе испытания или при подъеме ИПТ продолжить
испытание с непрерывным доливом скважины.
2.5.6.2. Резкое снижение уровня в скважине при спуске ИПТ
возможно в результате смятия (обрыва) трубы, открытия
циркуляционного клапана, открытия приемного клапана
пластоиспытателя (при посадках). Необходимо спуск ИПТ прекратить,
приподнять инструмент на 2 - 3 м, интенсивно доливать скважину.
Если через 2 - 3 мин. уровень не восстанавливается, поставить
инструмент в ротор, соединить колонну труб с головкой - вертлюгом,
восстановить циркуляцию (при проявлении скважины с закрытым
превентором), выровнять раствор, поднять ИПТ для устранения причин
осложнения.
2.5.6.3. Резкое падение уровня в скважине при установке пакера
или в процессе испытания объекта (на притоке, при регистрации КВД)
- это потеря герметичности пакеровки. Необходимо закрыть рабочий
кран на устьевом манифольде, приподнять инструмент на 2 - 3 м
(закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер) и долить скважину.
Поднимать ИПТ для устранения причин осложнения.
2.5.6.4. Резкое снижение уровня в скважине при снятии пакера и
(или) при подъеме ИПТ.
Причинами могут быть обрыв труб (сопровождается снижением веса
на крюке) или самопроизвольное открытие циркуляционного клапана.
Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде и
интенсивно доливать скважину. Восстановить циркуляцию (при
необходимости - с закрытым превентором, под давлением), выравнять
раствор и поднимать ИПТ для устранения причин и последствий
осложнения (аварии).
2.5.6.5. Самопроизвольный перелив раствора из скважины
свидетельствует о ее "проявлении".
При появлении перелива необходимо:
- закрыть превентор;
- оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры
по устранению проявления.
2.5.6.6. Перелив пластового флюида или жидкости долива из
труб.
Если перелив прекращается при перемещении труб вверх, имело
место открытие приемного клапана ИПТ на посадке. Необходимо
скважину долить, спуск ИПТ продолжить, не допуская длительных
(более 10 - 15 сек.) посадок. После каждой посадки приподнимать
инструмент на 2 - 3 м, чтобы вернуть клапан ИПТ в исходное
положение.
Если перелив из труб при подъеме ИПТ не прекращается, такой
перелив возможен при самопроизвольном открытии циркуляционного
клапана, при смятии и (или) обрыве труб (снижается вес на крюке).
В этом случае, интенсивно доливая скважину, необходимо
присоединить трубу с промывочной головкой, восстановить
циркуляцию, выровнять раствор и поднимать ИПТ.
Перелив из труб в процессе испытания объекта
Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине,
необходимо, интенсивно заполняя скважину раствором, приподнять
инструмент (закрыть приемный клапан ИПТ) и, доливая скважину,
снять пакер, поднять ИПТ.
Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в
скважине, необходимо перейти на регистрацию КВД, закрыть рабочий
кран на устье. При появлении давления на устье (в трубах) -
периодически "стравливать" газ. Если давление не снижается,
закрыть ИПТ, снять пакер и, "расхаживая" инструмент, периодически
"стравливать" газ из труб до полного падения избыточного давления.
Поднимать ИПТ в обычном режиме после полного прекращения выхода из
труб газа (воздуха).
Перелив из труб при снятии пакера или при подъеме ИПТ
Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине,
работы выполнять в соответствии с п. 2.5.6.4.
Если уровень в скважине стабилен, подъем ИПТ остановить,
обвязать трубы контрольной головкой и отводить поступающий флюид
за пределы буровой до полного прекращения выхода воздуха из труб.
При интенсивных выбросах жидкой фазы закрыть рабочий кран на устье
и периодически выпускать из труб газ с минимумом жидкости, чтобы
исключить существенное снижение давления столба жидкости в трубах.
2.5.6.7. Повышенная "просадка" инструмента при пакеровке
скважины.
"Просадка", длина перемещения бурильной колонны вниз при
пакеровке скважины при частичной "разгрузке" труб на забое,
считается нормальной, если удовлетворяет условию:
l < l + 0,5H/1500,
где:
l - суммарная величина осевого перемещения (свободного хода)
узлов ИПТ, м. При осевом сжатии колонны труб на эту величину
уменьшается длина компоновки ИПТ;
H - глубина скважины (глубина спуска ИПТ), м.
Среднестатическая длина перемещения колонны труб при
стандартном режиме работ составляет не более 0,5 м на 1500 м
глубины скважины.
Если фактическая "просадка" инструмента l превышает нормальную
(l) - имеет место аномальная "просадка" инструмента.
Если l < 1 м, процесс продолжается. При дальнейшем увеличении
"просадки" - необходимо ИПТ приподнять на 3 - 4 м.
При отсутствии затяжек более 6 т повторить пакеровку скважины,
допуская аномальную "просадку" до 2 м. Если при этом "просадка"
продолжается или если после аномалии до 1 м при первой попытке
появилась затяжка более 6 т, необходимо поднимать ИПТ и повторить
подготовку скважины, обеспечив чистоту забоя (при опоре на забое)
или прочность цементного камня (при опоре на цементный мост).
2.5.6.8. Нефтегазовые выбросы и аварийное фонтанирование
скважины при испытании ее ИПТ.
Аварийное фонтанирование скважины при испытании ее ИПТ
возможно только в случае нарушения ТУ на бурение и испытание
скважин и в результате позднего обнаружения возникшего осложнения
или неправильного ведения работ по его ликвидации.
Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования
скважины при испытании ее ИПТ:
систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или
безконтрольный долив;
"поршневание" пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее
давление под пакером;
испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без
обеспечения герметичности резьбовых соединений колонны труб над
ИПТ.
Содержание работ при возникновении аварийного фонтанирования
зависит от его интенсивности и должно быть направлено на
обеспечение безопасности работающих, противопожарной безопасности,
локализации фонтанирования и установления контроля над ним, на
ограничение активности и последующую ликвидацию.
При возникновении аварийного фонтанирования (выброса) из
скважины в кольцевое пространство, если это случилось при
испытании объекта, необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент.
Во всех случаях, при возможности, необходимо установить трубы так,
чтобы ближайшее замковое соединение находилось на 0,5 м над
ротором, и закрыть превентор.
Контролируя давление в скважине, присоединить устьевую
головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан.
Восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину свежим (более
тяжелым) раствором и ликвидировать проявление.
Если давление в скважине при закрытом превенторе
увеличивается, под превентором накапливается газ. Когда давление
поднимается до 90% от допустимого, необходимо "стравливать"
давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод
превентора.
При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе
подъема ИПТ необходимо:
остановить работы, выключить все двигатели, если из скважины
выбрасывается нефть и газ;
установить верхнее замковое соединение на 0,5 - 1 м над
ротором и выключить двигатели до окончания выброса.
По мере снижения активности выброса из труб присоединить
циркуляционную головку, заполнить трубы раствором, открыть
циркуляционный клапан.
Обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять раствор до
ликвидации проявления.
3. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СОСТОЯНИЯ
СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ТРУБ И ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА
3.1. Задачи и общие требования
3.1.1. После достижения скважиной проектной глубины, спуска
эксплуатационной колонны и цементажа в ней выполняются следующие
виды геофизических работ:
- исследования с целью оценки технического состояния
эксплуатационной колонны и качества крепления скважины;
- вторичное вскрытие пластов;
- в ряде случаев испытания в колонне пластоиспытателями на
трубах с целью оценки добывных возможностей скважины.
3.1.2. Крепление ствола скважины должно обеспечивать надежное
разобщение объектов разведки и пластов друг от друга, способности
скважины эксплуатироваться заданное количество времени; охрану
недр и окружающей среды.
3.1.3. Изучение крепи ствола скважины должно обеспечивать
выявление дефектов цементирования, которые могут возникать в
результате:
- неполного вытеснения промывочной жидкости;
- несинхронной работы цементировочных агрегатов и неодинаковой
плотности тампонажного раствора, подаваемого в скважину;
- усадки цемента;
- снижения гидростатического давления за обсадной колонной в
процессе формирования цементного камня, а также притока жидкости
или газа из высоконапорных пластов в заколонное пространство
скважины;
- переменных механических нагрузок на обсадную колонну при
бурении, работе насосов и т.д.
3.1.4. В качестве показателей герметичности цементного камня
при изучении крепи скважины геофизическими методами должно быть:
- отсутствие сообщающихся между собой вертикальных трещин и
каналов в цементном камне;
|
