Страница 2: Типовая инструкция по безопасности освоения нефтяных и газовых скважин (58388)

Q: Как скачать Типовая инструкция по безопасности освоения нефтяных и газовых скважин ?

Скачать Типовая инструкция по безопасности освоения нефтяных и газовых скважин можно нажав на кнопку Скачать бесплатно внизу страницы.

│ │ПК85ДУ │ПК80Н│ПНК73 │ПНКТ73│ПКО73│ПКОТ73│ПКСС60│ПКС80Т │ПР43│КПР│ПВКТ70 │

│ │ПК105ДУ│ПК95Н│ПНКТ89│ПНКТ89│ПКО89│ПКОТ89│ПКСС73│ПКС105Т│ПР54│У65│ПВТ73 │

│ │ │ │ │ │ │ │ПКСС89│ │ │ │ │

├──────────┼───────┼─────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼───────┼────┼───┼───────┤

│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8 │ 9 │ 10 │11 │ 12 │

│Максималь-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ное гидро-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│статичес- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│кое давле-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ние, МПа │100 │100 │70 │100 │70 │120 │150 │80 │80 │80 │100 │

│Максималь-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ная темпе-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ратура, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│град. C │200 │200 │150 │170 │200 │200 │250 │150 │150 │150│200 │

│Максималь-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ный │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│диаметр │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│обсадной │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│колонны │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│(или НКТ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│для мало- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│габаритных│ │ │ │ │ │ │76 │ │ │ │ │

│перфорато-│96 │96 │96 │96 │96 │96 │96 │96 │50 │ │ │

│ров), мм │118 │118 │118 │118 │118 │118 │118 │118 │62 │76 │96 │

│Число │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│колонн в │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│интервале │ │ │ │ │ │ │ │ │1 - │1 -│ │

│перфорации│1 - 2 │1 - 3│1 - 3 │1 - 3 │1 - 3│1 - 3 │1 - 3 │1 - 3 │2 │2 │1 - 3 │

│Р, репрес-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│сия "+", │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│депрессия │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│"-" │+ │+ │+ - │- │+ │+ │+ │+ │+ - │+ -│+ │

│Максималь-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ное число │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│зарядов, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│отстрели- │ │ │ │ │ │ │20 │100 │100 │ │ │

│ваемых за │ │ │250 │250 │100 │100 │20 │100 │100 │100│12 │

│1 спуск │42 │42 │250 │250 │100 │100 │15 │ │ │ │10 │

│Максималь-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ная плот- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ность за 1│ │ │ │ │ │ │12 │ │ │ │ │

│спуск, │12 │12 │6 │6 │10 │10 │10 │11 │10 │8 │2 │

│отв./м │ │ │ │ │ │ │6 │6 │ │ │ │

│Полная │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│длина │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│канала в │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│комбиниро-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ванной ми-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│шени при │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│твердости │ │ │ │ │ │ │145 │165 │180 │ │ │

│породы │95 │185 │155 │155 │155 │155 │175 │275 │150 │200│ │

│700 МПа │145 │255 │250 │250 │250 │250 │200 │ │ │ │ │

│Средний │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│диаметр │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│канала, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│мм, при │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│твердости │5 │10 │11 │11 │11 │11 │7 │8 │8 │9 │25 │

│породы │8,5 │12 │12 │12 │12 │12 │9 │12 │10 │ │20 │

│700 МПа │ │ │ │ │ │ │10 │ │ │ │ │

└──────────┴───────┴─────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴───────┴────┴───┴───────┘

Таблица 4

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗАЗОРЫ МЕЖДУ СТРЕЛЯЮЩИМ

ПЕРФОРАТОРОМ И СТЕНКОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО ДИАМЕТРУ

┌─────────────────┬─────────────────┬──────────────┬─────────────┐

│ Тип перфоратора │Диаметр или попе-│Плотность жид-│ Минимальный │

│ │речный габарит │кости в сква- │ зазор, мм │

│ │перфоратора, мм │жине, г/куб. │ │

│ │ │см │ │

├─────────────────┼─────────────────┼──────────────┼─────────────┤

│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │

├─────────────────┼─────────────────┼──────────────┼─────────────┤

│Кумулятивные ПК │ 80 - 105 │ <= 1,5 │ 13 │

│ │ │ > 1,6 │ 15 - 22 │

│ПКО │ 73 - 89 │ <= 1,5 │ 20 │

│ │ │ > 1,6 │ 22 - 30 │

│ПКС │ 80 - 105 │ <= 1,5 │ 13 │

│ │ │ > 1,6 │ 22 - 30 │

│ПР │ 43 - 54 │ <= 1,0 │ 5 - 8 │

│ПКОС │ 60, 73, 89 │ <= 1,5 │ 16 │

│ │ │ > 1,6 │ 19 │

│КПРУ │ │ <= 1 │ 11 │

│Пулевые ПВКТ, ПВТ│ 70 - 73 │ 0,8 - 2,3 │ 23 │

└─────────────────┴─────────────────┴──────────────┴─────────────┘

3.2.18. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитывают особенности перфораторов, состоящие в следующем:

- перфораторы ПНК и ПНКТ не могут применяться, если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал перфорации, когда в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта больших объемов твердой фазы, при гидростатическом давлении на уровне установки перфораторов менее 10 МПа при создании депрессии, при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S);

- наращивание плотности перфорации, интенсификации притока при использовании ПНК и ПНКТ требуют полного подъема НКТ;

- в скважинах с большим углом (> 30) и с локальными препятствиями в обсадных трубах ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;

- перфораторы ПР и КПРУ не могут быть применены при заполнении интервала перфорации глинистыми растворами, при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК), при углах наклона ствола более 40 и при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S), из-за возможности утечек в лубрикаторе.

3.2.19. Вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами ПР, КПРУ, ПНК, ПНКТ.

3.2.20. Корпусные перфораторы (ПК, ПКО) оказывают на колонну и цементное кольцо меньшее воздействие, чем бескорпусные, поэтому они используются в газовых скважинах, а также в скважинах с близкой подошвенной водой, газовой шапкой (до 10 м) и близко залегающими водоносными, газоносными горизонтами, т.е. в скважинах, где нужно обеспечить сохранность колонны и цементного камня выше и ниже интервала перфорации.

3.2.21. Продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных горизонтов и от ВНК, ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 10 отв./м с числом зарядов за один спуск не более 40. При отсутствии корпусных перфораторов в исключительных случаях с разрешения руководства допускается выполнение перфорации бескорпусными перфораторами типа ПКС с минимальной плотностью (не более 6 отв./м).

3.2.22. Гидроабразивная перфорация применяется при невозможности использования или неэффективности кумулятивной и других методов перфорации, а также при необходимости вскрытия продуктивных пластов небольшой толщины.

3.2.23. Для гидроабразивной перфорации в качестве рабочей жидкости используются буровые растворы, которыми вскрывается продуктивный пласт, содержащие в качестве абразива мелкодисперсный шлам выбуренных пород, либо вновь приготовленный буровой раствор (глинистый, полимерный и др.), совместимый с пластовым флюидом и содержащий в качестве абразива песок фракции 0,4 - 0,8 мм, 30 - 50 г/л раствора.

Указанные смеси для перфорации скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями использовать не рекомендуется.

3.2.24. Гидроабразивная перфорация наиболее эффективна при перепадах давления на насадках более 7 МПа (скорость струи 100 м/с).

3.2.25. После окончания перфорации составляют акт о перфорации и спускают колонну НКТ до забоя и промывают скважину до чистой воды обратной циркуляцией водным раствором ПАВ с массовой долей 0,1%, затем проводят подготовительные работы к освоению скважины.

3.3. Требования безопасности при освоении скважины

3.3.1. Подготовительные работы

3.3.1.1. Работы по освоению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением могут проводиться только после письменного разрешения военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов.

3.3.1.2. Перед сборкой устьевого оборудования все детали фонтанной арматуры должны быть обязательно осмотрены, а обнаруженные дефекты устранены. Обвязка фонтанной арматуры производится в соответствии с п. п. 3.6.4 - 3.6.5 настоящей Инструкции.

3.3.1.3. Фонтанная арматура должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных ТУ на поставку. После опрессовки фонтанной арматуры составляется акт.

3.3.1.4. Монтаж колонной головки должен производиться в полном соответствии с техническими условиями на поставку и инструкцией по монтажу и эксплуатации. После монтажа производится опрессовка на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

3.3.1.5. Для контроля за работой скважины при ее освоении должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами:

- на отводе крестовика - для проверки давления в затрубном пространстве скважины;

- на отводе тройника трубной головки - для замера давления между первым и вторым рядами труб;

- на буфере фонтанной елки - для замера давления на устье скважины;

- на струнах фонтанной елки - до и после каждого штуцера.

3.3.1.6. На всех газовых, газоконденсатных и высокодебитных нефтяных скважинах с аномально высоким пластовым давлением затрубное пространство должно быть загерметизировано установкой пакера, а скважина оборудована забойными и устьевыми отсекателями, обеспечивающими прекращение фонтанирования при возникновении аварийной ситуации.

3.3.1.7. При повышении давления в затрубном и межколонном пространстве выше допустимого необходимо производить стравливание с темпом 0,3 - 0,4 МПа в течение одной минуты.

3.3.1.8. В случае обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны следует немедленно приступить к работе по глушению скважины.

3.3.1.9. При длительных перерывах и остановках в процессе освоения противовыбросовая задвижка и задвижка на крестовине должны быть закрыты.

3.3.1.10. При освоении скважин промывкой жидкостью или путем нагнетания газа на нагнетательной линии (газопроводе) должны быть установлены задвижки, обратный клапан и манометр, а газопровод опрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.

3.3.1.11. При освоении скважины продувкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод должен подключаться после штуцера.

3.3.1.12. Линии подачи газа и выкидные линии должны проходить так, чтобы они не пересекали мостков, рабочих площадок и других переходов, а также исключалась опасность механического повреждения.

3.3.1.13. При необходимости замены промывочной жидкости, находящейся в скважине, жидкостью с повышенным удельным весом, закачка последней отдельными порциями с перерывами запрещается.

3.3.1.14. При исследовании и освоении скважины запрещается подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.

3.3.1.15. Освоение скважины должно проводиться при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

3.3.1.16. При наличии сероводорода в продукции скважин необходимо выполнять требования соответствующих правил и инструкций.

3.3.2. Вызов притока из пласта

Общие положения

3.3.2.1. Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации при депрессии вызов притока осуществлять сразу же после ее окончания.

3.3.2.2. Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 5. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт. Продукция пласта, получаемая при освоении и исследовании эксплуатационной скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.

Таблица 5

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ

┌──────────────┬─────────────────────────────────────────────────┐

│Метод снижения│ Осуществление метода │

│ забойного ├────────────────────┬────────┬─────────────┬─────┤

│ давления │ способ │техни- │ коэффициент │нали-│

│ │ │ческие │аномальности │чие в│

│ │ │средства│ пластового │про- │

│ │ │ │ давления │дук- │

│ │ │ ├───┬─────┬───┤ции │

│ │ │ │1,0│1,0 -│> │H2S и│

│ │ │ │ │1,3 │1,3│CO │