ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОТИВОФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром РД 2.1-140-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..

 

 

 

8

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОТИВОФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


 

    1. При разработке мероприятий по предотвращению, обнаружению и ликвидации газонефтеводопроявлений следует руководствоваться положениями «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» [4].

    2. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием (ПВО). Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается Исполнителем работ, согласовывается с Заказчиком, территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой.

    3. При ремонте скважин с некоррозионной средой применяются схемы ПВО в соответствии со схемами 1 и 2 ГОСТ 13862. Включение в схему дополнительно превентора со срезающими плашками обязательно при объемном содержании сероводорода в продукции скважины более 6 %, а также при наличии сероводорода до 6 % при избыточном давлении на устье более 35 МПа. При работе на месторождениях с содержанием сероводорода более 6 %, АВПД и глубиной скважины более 4000 м на скважинах устанавливаются четыре превентора, в том числе один со срезающими плашками и один универсальный превентор. Блок дросселирования должен иметь два регулируемых штуцера, в том числе один дистанционный. Блок дросселирования обвязывается с блоками сепарации и дегазации растворов с отводом газа на факел.

    4. При проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД допускается, по согласованию с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой, использование устьевых герметизирующих устройств и аварийных планшайб в качестве ПВО.

    5. Если при ведении работ с применением пенных систем осуществляется вращение инструмента, то в схему противовыбросового оборудования включается вращающийся превентор, приведенный в приложении П.

    6. Монтаж противовыбросового оборудования производится бригадой КРС под руководством мастера. До монтажа превенторов на скважине должны быть оборудованы выкидные линии (если отсутствуют стационарные).

    7. Перед монтажом превентора на устье скважины необходимо очистить его от противокоррозионной смазки. Проверить фиксацию штурвала. Убедиться в отсутствии механических повреждений на уплотняющих поверхностях плашек. Проверить плавность и легкость перемещения плашек – штурвал должен вращаться одним оператором. Визуально проверить схождение вкладышей.

    8. При монтаже ПВО необходимо следить за качеством сборки фланцевых соединений, правильностью укладки металлических уплотнительных колец, равномерной затяжкой шпилек, соблюдением зазора между фланцами.

    9. Противовыбросовое оборудование должно иметь паспорт. Запрещается монтаж ПВО, не имеющего паспорта.

    10. Переаттестация противовыбросового оборудования проводится в соответствии с паспортом завода-изготовителя, по истечении срока эксплуатации ПВО, но не реже, чем один раз в пять лет, организациями, имеющими соответствующую лицензию. Дефектоскопия превенторов производится один раз в год.

    11. Гидравлическая опрессовка плашечных превенторов на рабочее паспортное давление производится на стенде перед каждой установкой на скважине. Плашечные превенторы для колтюбинговых установок и канатной техники и секционные лубрикаторы подвергаются гидравлической опрессовке на рабочее паспортное давление два раза в год.

    12. После установки на устье ПВО до концевых задвижек манифольдов высокого давления должно быть опрессовано с помощью устьевого пакера жидкостью, азотом или воздухом на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, или, по согласованию с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой, на давление поглощения.

      Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

  • 5 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 21 МПа;

  • 10 МПа – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 21 МПа.

      1. Опрессовка ПВО до и после установки на устье проводится в присутствии представителя противофонтанной службы. Все опрессовки оформляются записью в паспорте (формуляре) оборудования и специальными актами.

      2. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

        По согласованию с противофонтанной службой допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания организаций в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

        Герметичность смонтированного импортного оборудования следует проверять в соответствии с требованиями для отечественного ПВО.

      3. Выбор превенторов производится в зависимости от максимально ожидаемого устьевого давления при аварийном закрытии во время фонтанирования. Плашки превенторов, установленные на устье скважины, должны соответствовать типоразмеру применяемых труб. В случае применения труб разного диаметра на рабочей площадке необходимо иметь опрессованную трубу под плашки превентора, оборудованную переводником по типоразмеру применяемых труб и шаровым краном в открытом состоянии. Размер плашек должен быть указан на щите пульта управления ПВО.

      4. При перерывах в работе устье скважины должно быть надежно герметизировано. Превентор следует закрывать только при открытом затрубном и трубном пространствах. Перед возобновлением работы необходимо убедиться в отсутствии давления на устье и открывать превентор при открытой задвижке на рабочем отводе.

      5. При продолжительной остановке ремонтных работ необходимо спускать трубы на максимально возможную глубину, но не меньше минимально необходимой. Минимально необходимая глубина спуска труб в скважину определяется исходя из условия обеспечения противодействия выталкиванию их при полном опорожнении ствола скважины от жидкости в случае газонефтепроявления и записывается в буровой журнал перед началом ремонтных работ на скважине.

        Необходимая глубина спуска труб в скважину определяется по формуле


         

        10SP

        image

        L =

        q

        , (8.1)


         

        где L – глубина спуска труб, м;

        S – площадь сечения труб по наружному диаметру, см2;

        Р – ожидаемое максимальное давление на устье скважины, МПа; q – масса одного погонного метра труб, спущенных в скважину, кг.

      6. В случаях кратковременного прекращения работ (в пределах одной смены) межтрубное пространство герметизируется превентором, а трубное – шаровым краном. В скважине должно быть достаточное количество труб (в соответствии с 8.17). Колонна труб подвешивается на талевой системе. Ротор (при его наличии) с устья не демонтируется. За устьем скважины осуществляется контроль.

      7. Если на момент герметизации устья в скважине труб будет меньше минимально необходимого количества, ремонтные работы прекращены на продолжительный период (больше одной смены) или не обеспечен контроль за устьем скважины на период приостановки работ, то устье скважины оборудуется аварийной подвеской: патрубком с задвижкой и планшайбой. Патрубок оснащается быстроразъемным соединением для подключения агрегата. Ротор (при его наличии) с устья скважины демонтируется.

      8. Аварийная подвеска, используемая при герметизации устья, должна быть опрессована на рабочее давление превентора.

      9. При малейших признаках газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть герметизировано и приняты меры по созданию циркуляции, выравниванию плотности промывочной жидкости и необходимые мероприятия в соответствии с планом ликвидации газонефтеводопроявлений. При возникновении газонефтяного фонтана должно быть извещено

        руководство организации, ведущей ремонт скважины, филиала ДО, ДО, противофонтанной службы и территориального органа федеральной службы по технологическому надзору и приняты меры в соответствии с планом ликвидации аварии.

      10. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений на скважине в 10 м от устья устанавливается блок долива. Допускается использовать в этих целях мерную емкость насосного (цементировочного) агрегата [8].

      11. Блок долива устанавливается и обвязывается с таким расчетом, чтобы обеспечивался непрерывный самотечный долив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины) во время подъема инструмента. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

        Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

      12. Применяемые цементировочные агрегаты должны соответствовать максимальным ожидаемым давлениям, а нагнетательные линии должны быть оборудованы обратными клапанами.

        Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и опрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

      13. Перед эксплуатацией противовыбросового оборудования проводится проверка правильности монтажа, технической исправности оборудования, наличия всей документации на ПВО (паспорт, акты опрессовки, наличие всех необходимых записей на защитном щите и пульте управления) и наличия на рабочей площадке всех переводников и патрубков, необходимых в процессе проведения спускоподъемных операций, по типоразмеру применяемых труб. Производится инструктаж обслуживающего персонала по эксплуатации ПВО.

      14. Проверка ПВО при проведении КРС на скважине производится мастером ежедневно, а бурильщиком – ежесменно перед началом работ. Результаты проверки отмечаются в журнале проверки технического состояния оборудования.

      15. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

      16. После ремонта, связанного со сваркой или токарной обработкой корпуса, превентор перед отправкой на скважину должен быть испытан опрессовкой на пробное давление.

        Величина пробного давления выбирается исходя из рабочего давления и проходного отверстия ПВО по таблице 8.1.

        Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

        Результаты опрессовки оформляются актом.


         

        Давление опрессовки ПВО после ремонта

        Таблица 8.1


         

        Давление в МПа


         

        image


         

      17. Во время каждого монтажа противовыбросового оборудования необходимо проверять чистоту масла в гидроприводе плашек превентора. При каждом новом полном монтаже ПВО, а также при смене масла с зимнего на летнее и наоборот, обязательно промыть гидросистему дизтопливом и продуть сжатым воздухом. На гидравлическое масло ПВО должен быть сертификат соответствия и заключение по содержанию механических примесей и воды.

      18. При работе в условиях отрицательных температур должны применяться превенторы с возможностью подогрева, предусмотренной инструкцией по эксплуатации. При монтаже паропроводов необходимо:

  • располагать тройник с заглушкой так, чтобы обеспечить слив конденсата из превентора;

  • обеспечить наклон паровых трубопроводов не менее 2о в сторону тройников с заглушкой для слива конденсата из трубопроводов до его замерзания;

  • на входе в превентор давление пара должно быть не менее 0,2 МПа для поддержания плюсовой температуры в полости плашек при температуре окружающей среды до минус 40 оС;

  • количество подаваемого на обогрев пара должно быть таким, чтобы температура наружной стенки корпуса превентора не превышала плюс 35 оС.

      1. Управление превентором должно быть дистанционным, механизированным и дублировано ручным гидроприводом. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие и находиться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 3 м от линий дросселирования и глушения. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направле-

        ния вращения штурвалов на закрытие, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора, а также указан диаметр плашек превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления на устье скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

      2. Угол между осью карданного вала и осью гидравлического цилиндра превентора должен быть не более 8о.

      3. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, не менее чем на 30 % превышающий давление совместной опрессовки колонны и противовыбросового оборудования.

      4. Фланцевые соединения всех узлов обвязки ПВО уплотняются металлическими кольцами. Применение прокладок из других материалов запрещается.

      5. Выкидные линии должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, производственных и бытовых сооружений и располагаться с уклоном от устья скважины. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к скважине, должно быть не менее 100 м.

      6. Длина выкидных линий от блоков глушения и дросселирования должна быть:

  • для газовых скважин и нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т – не менее 100 м;

  • для нефтяных скважин с газовым фактором до 200 м3/т – не менее 30 м.

    Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина выкидных линий устанавливается Исполнителем по согласованию с Заказчиком и территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору.

    Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

      1. Линии глушения и дросселирования и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока дросселирования допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

      2. Запрещается изготовлять отводы из легкосплавных бурильных труб.

      3. Трубопроводы от крестовины фонтанной арматуры до блока дросселирования и глушения собираются на фланцах, далее сборку можно вести на замках или муфтах заводского изготовления.

      4. Блоки глушения и дросселирования должны быть расположены в удобном для обслуживания месте на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Отводы линий глушения и

        дросселирования должны крепиться на специальных опорах, обеспечивающих работу отводов без деформации, концы отводов должны быть направлены на факел или амбар, при наличии в газе сероводорода концы отводов должны быть направлены на факелы.

        2

         

      5. Расстояние между опорами должно быть не более 10 м при условии установки якорей на гладкой части каждой трубы. Последняя стойка должна быть удалена от конца отвода не более чем на 1 м. Для надежности рядом (в сторону устья) устанавливается еще одна стойка. На концах отводов необходимо иметь переводники на 2 1/ " для быстроразъемного соедине-

        ния (БРС).

      6. При оборудовании переездов выкидные трубопроводы закладываются в трубы диаметром не менее 219 мм и обваловываются на ширину проезда, отмеченного «вехами».

      7. Бригады по капитальному ремонту скважин должны быть обеспечены Инструкциями по предупреждению открытых фонтанов и действию обслуживающего персонала в случае газонефтеводопроявлений. Рабочие должны быть проинструктированы и обучены практическим действиям, необходимым при возникновении газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования.


     

    9 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН (ОАО «ГАЗПРОМ»)


     

    9.1 Подготовительные работы


     

        1. Работы по освоению скважины осуществляются по плану работ, составленному в соответствии с 5.1.8.

        2. Вызов притока при освоении должен производиться при наличии на устье фонтанной арматуры, опрессованной и обвязанной по схеме, согласованной и утвержденной в установленном порядке, в течение светового дня, а в темное время суток при искусственном освещении.

        3. При освоении скважины вытесняемые из нее технологические растворы необходимо собирать в приемную емкость или утилизировать в соответствии с планом работ [8].

        4. Перед освоением скважины необходимо иметь запас технологической жидкости согласно 7.3.2.

        5. Для сероводородсодержащих скважин к фонтанной арматуре должны быть присоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространство. Линии глушения оборудуются обратными клапанами. Жидкость глушения должна быть обработана нейтрализатором сероводорода.

        6. На время вызова притока из пласта в скважинах, содержащих сероводород, обеспечить:

  • постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем исполнителя работ;

  • круглосуточное дежурство транспорта на случай эвакуации персонала;

  • постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

  • готовность персонала к действиям на случай аварийного выброса.

        1. Количество насосных агрегатов и спецтехники, необходимых для освоения скважины, регламентируется технологическими условиями скважины и технологией самого процесса освоения.


     

    9.2 Вызов притока


     

        1. Освоение скважины проводится снижением противодавления на пласт с использованием:

  • жидкости меньшей плотности (раствора, воды, конденсата, нефти);

  • двухи многофазных пен;

  • природного или попутного нефтяных газов;

  • инертных газов (азота, выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания). Использование воздуха для освоения скважин запрещается.

        1. Если величина текущего пластового давления выше гидростатического (коэффициент аномальности пластового давления Ка(1), то для вызова притока скважинную жидкость постепенно заменяют жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500-600 кг/м3.

        2. Если после замены скважинной жидкости жидкостью с гидростатическим давлением меньше пластового приток флюида из пласта отсутствует, производят замену ее газожидкостной смесью или пеной, с использованием бустерных установок с подачей на бустер газообразного агента (азот, природный газ, выхлопной газ двигателей внутреннего сгорания). Для получения пены насосным агрегатом через жидкостно-газовый эжектор прокачивается пенообразующая жидкость (ПОЖ) при одновременной подаче на эжектор газообразного агента. Пену подают в затрубное пространство, выдавливая жидкость из скважины до вызова притока.

        3. При величине пластового давления ниже гидростатического (Ка<1) вызов притока осуществляют с применением аэрированной жидкости или пенных систем.

        4. Вызов притока из пласта газом от соседней скважины производится подачей газа в затрубное пространство для выдавливания столба жидкости из трубного пространства скважины до вызова притока [8].

        5. При освоении скважины с пластовым давлением намного ниже гидростатическо-

          а

           

          го (К

          = 0,1 – 0,3) возможно использование колтюбинговых установок и инертного газа со-

          гласно 11.5.1.

        6. Если после проведения операций по освоению скважины приток газа из пласта отсутствует, проводят работы по интенсификации притока газа в соответствии с дополнительным планом, согласованным с Заказчиком.

        7. После получения притока необходимо отработать скважину по плану работ и провести ГДИ для определения продуктивной характеристики скважины после КРС.


     

     

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..