---

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.