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

3.3.8. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. Лубрикатор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

3.3.9. 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 бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

3.3.10.В целях предупреждения нефтегазопроявления при освоении и текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

• 
  Жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;
  
• 
  Фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;
  
• 
  Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;
  
• 
  Жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;
  
• 
  Содержание мех.примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.
  

3.3.11. Определение плотности жидкости глушения.

Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

_жг=К_з х (Р_пл х 10²) / (Н х 9.81)

(формула 1)

где: _жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.
Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

• 
  Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/т. допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.
  

• 
  Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.
  

• 
  При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.
  

• 
  На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:
  

(формула 2)


где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

3.3.12. Перед началом проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.3.13. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и других внутрискважинных операций), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту на бурение скважины или плану работ, обработанная нейтрализатором сернистого водорода. Ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.

3.3.14. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения разрешается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких скважин по месторождениям (или их отдельным участкам) утверждается ОАО «-----».

3.3.15. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, снизить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.3.16. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.3.17. 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. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.

3.4. Предупреждение ГНВП и открытых фонтанов при эксплуатации скважин.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами
3.4.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

3.4.2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.

3.4.3. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат "Не включать, работают люди".

3.4.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический".

3.4.5. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

3.4.6. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

3.4.7. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

3.4.8. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

3.4.9. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником

должно быть не менее 20 см.

3.4.10. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме.Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю