СТО Газпром 2-3.2-197-2008

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   104  105  106  107  108  109  110  ..


 

Москва 2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

ЗАКАНЧИВАНИЕ НЕ ЗАВЕРШЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

КРАЙНЕГО СЕВЕРА


 

СТО Газпром 2-3.2-197-2008


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество

«Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности» Москва 2008

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

Открытым акционерным обществом «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)


 

Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 04 февраля 2008 г. № 21 с 18 августа 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2008

© Разработка ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Сокращения 3

  5. Общие положения 4

  6. Перечень факторов, негативно влияющих на качество заканчивания

    не завершенных строительством газовых скважин месторождений Крайнего Севера 4

  7. Требования к выбору методов заканчивания не завершенных строительством

    газовых скважин, к буровым и тампонажным растворам, специальным жидкостям 5

    1. Требования к выбору методов заканчивания не завершенных строительством газовых скважин 5

    2. Требования к буровым и тампонажным растворам, специальным жидкостям 6

    3. Требования к технологии первичного вскрытия продуктивных пластов

      при зарезке и бурении боковых стволов 8

    4. Требования к технологии крепления боковых стволов 9

    5. Требования к вскрытию продуктивных пластов перфорацией 10

    6. Требования к освоению скважины и вызову притока газа 13

  8. Мероприятия по заканчиванию не завершенных строительством

    газовых скважин 14

  9. Меры промышленной, противофонтанной и противопожарной безопасности,

    охраны недр и окружающей среды при заканчивании не завершенных строительством газовых скважин 16

    1. Требования промышленной безопасности 16

    2. Мероприятия по противофонтанной безопасности 17

    3. Противопожарные мероприятия 19

    4. Требования охраны труда и безопасности ведения работ 21

    5. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды 23

Библиография 27


 

III

Введение


 

Разработка настоящего стандарта обусловлена необходимостью вывода из фонда не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера по единым правилам.

Целью разработки стандарта ОАО «Газпром» является установление упомянутых правил организации, производства и обеспечения безопасности работ по заканчиванию не завершенных строительством газовых скважин. Стандарт не рассматривает вопросы, связанные с индивидуальным выбором рецептур, материалов, технологий и технических средств при проведении данных работ.

При составлении настоящего стандарта использованы результаты научных исследований, нормативные и руководящие документы, разработанные ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «ВНИИГАЗ», ВНИИБТ, НПО «Бурение», БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, ВНИИКРнефть.

Стандарт разработан на основе технического задания к договору с ОАО «Газпром» от 20.06.2005 г. № 7616-04-16 авторским коллективом в составе: Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, М.А. Кашапов, В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, Ю.В. Терновой, Н.М. Дубов.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ЗАКАНЧИВАНИЕ НЕ ЗАВЕРШЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА


 

image


 

Дата введения 2008-08-18


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт распространяется на технологию заканчивания не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера, устанавливает требования к выбору методов заканчивания, предусматривает мероприятия по их заканчиванию и устанавливает правила безопасности при выполнении этих работ.

    2. Настоящий стандарт следует применять при разработке проектно-сметной документации (технических проектов) дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром».


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 17.2.3.01-86 Охрана природы. Атмосфера. Правила контроля качества воздуха населенных пунктов

    ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия

    ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

    СТО Газпром РД 1.2-094-2004 Инструкция по организации и безопасному ведению работ по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

    СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром»


     

    image

    Издание официальное


     

    вания

    СТО Газпром РД 2.1-148-2005 Тампонажные портландцементы. Технические требо-


     

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины и определения


     

    В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

    1. не завершенная строительством скважина: Скважина, пробуренная, оборудованная эксплуатационной колонной, оборудованная лифтовой колонной или без нее, оборудованная фонтанной арматурой и законсервированная буровым предприятием, не подвергнутая вторичному вскрытию продуктивных объектов, либо вскрытая, но не освоенная по разным причинам и не принятая на баланс предприятием-заказчиком.

    2. освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового углеводородного флюида в скважину и обеспечению его поступления в газопромысловую сеть.

    3. промыслово-геофизические исследования: Комплекс исследований для изучения пластов при вскрытии, испытании и освоении на различных этапах разведки, разработки и эксплуатации месторождения (залежи) с целью получения данных о продуктивности, фильтрационно-емкостных свойствах пород-коллекторов, гидродинамических связях пластов, включающий измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины, а также другие работы.

    4. оборудование противовыбросовое: Комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья скважин в процессе строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

    5. газоводяной контакт: Условно выделяемая поверхность, отделяющая в газовой залежи зону полного газонасыщения от переходной зоны водоносного горизонта, в которой газонасыщенность с глубиной постепенно снижается до нуля.

    6. газогидродинамические исследования: Комплекс методов для получения информации о термобарических и фильтрационных характеристиках газовых и газоконденсатных пластов, условиях притока газа к забою скважин и продуктивности последних.

    7. многолетнемерзлые породы: Погребенный реликтовый слой мерзлых пород, не подверженных влиянию колебаний внешних температур.

    8. перфорация скважины: Операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом-коллектором.

    9. ремонтно-восстановительные работы: Комплекс работ и технологических операций, направленных на восстановление заданного технологического режима эксплуатации скважины.


       

  4. Сокращения


     

    В настоящем стандарте применены следующие сокращения:


     

    АВПД – аномально высокое пластовое давление АНПД – аномально низкое пластовое давление ГВК – газоводяной контакт

    ГДИ – газогидродинамические исследования ГИС – геофизические исследования скважины ГНВП – газонефтеводопроявления

    ГТН – геолого-технический наряд

    ГГРП – глубоко проникающий гидравлический разрыв пласта ГПП – гидропескоструйная перфорация

    ГРП – гидравлический разрыв пласта ГСМ – горюче-смазочные материалы ММП – многолетнемерзлые породы

    МСЦ – муфта ступенчатого цементирования НКТ – насосно-компрессорная труба

    ОП – оборудование противовыбросовое

    ПГИ – промыслово-геофизические исследования ПДК – предельно допустимая концентрация ПЗП – призабойная зона пласта

    ППУ – паропередвижная установка РИР – ремонтно-изоляционные работы

    РВР – ремонтно-восстановительные работы СПО – спуско-подъемная операция

    ФА – фонтанная арматура

    ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства

  5. Общие положения


     

    1. Заканчивание не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами ОАО «Газпром».

    2. Главные причины нахождения скважины в не завершенном строительством фонде следует разделить на геологические и технические.

      1. К геологическим причинам относятся:

        • нахождение скважины в зоне с низкими коллекторскими свойствами;

        • нахождение скважины в зоне депрессионной воронки, образовавшейся в результате разработки залежи;

        • уменьшение активных газонасыщенных толщин из-за обводнения скважины подошвенными водами при поднятии ГВК в результате разработки залежи соседними скважинами.

      2. К техническим причинам относятся:

        • кольматация ПЗП при бурении;

        • низкое качество крепления скважины;

        • негерметичность эксплуатационной колонны;

        • наличие межколонных давлений газа выше допустимой величины.


           

  6. Перечень факторов, негативно влияющих на качество заканчивания не завершенных строительством газовых скважин месторождений Крайнего Севера

    1. Основными факторами, негативно влияющими на качество заканчивания не завершенных строительством газовых скважин, являются:

      • интенсивный подъем уровня ГВК к зоне отдельных эксплуатационных объектов;

      • кольматация пор частицами твердой фазы промывочной жидкости и тампонажного раствора, ухудшающая фильтрационные характеристики продуктивного пласта;

      • некачественное цементирование эксплуатационных колонн, обусловленное высокой репрессией и большой водоотдачей тампонажного раствора;

      • вскрытие продуктивных пластов на большой необоснованной репрессии;

      • кольматация каналов перфорации твердой фазой жидкостей глушения;

      • разрушение цементного кольца при перфорации обсадной колонны;

      • разрушение слабосцементированных пород продуктивного пласта-коллектора при перфорации;

      • несоблюдение технологических мероприятий, обеспечивающих плавный ввод скважины в эксплуатацию.


         

  7. Требования к выбору методов заканчивания не завершенных строительством газовых скважин, к буровым и тампонажным растворам, специальным жидкостям


     

    1. Требования к выбору методов заканчивания не завершенных строительством газовых скважин

      1. Основным требованием при заканчивании не завершенных строительством скважин является получение потенциально возможного дебита газа при минимальных потерях давления в призабойной зоне продуктивного пласта и максимального по продолжительности периода эксплуатации объекта.

      2. К технологии первичного вскрытия продуктивных пластов бурением боковых стволов на месторождениях Крайнего Севера предъявляются следующие основные требования согласно РД 00158758-217-2001 [1] и РД 39-0148070-6.027-86 [2]:

        • уменьшение репрессии на продуктивные пласты;

        • ограничение скорости спуска бурильного инструмента;

        • своевременное проведение промежуточных промывок;

        • применение полимерглинистых и биополимерных буровых растворов;

        • ограничение механической скорости проходки при прохождении зон поглощений;

        • использование наиболее производительных долот, снижающих число СПО.

      3. При цементировании эксплуатационных колонн (хвостовиков) боковых стволов необходимо обеспечить равномерное и полное замещение в заколонном пространстве бурового раствора тампонажным. Для этого необходимо согласно действующим руководящим документам РД 39-00147001-767-2000 [3] и Рекомендациям по строительству скважин в условиях ММП [4] выполнить следующие технологические операции:

        • провести качественную подготовку ствола скважины;

        • перед спуском обсадной колонны сформировать в ПЗП непроницаемый экран, позволяющий исключить проникновения в пласт фильтрата бурового раствора;

        • обеспечить центрирование обсадной колонны в скважине;

        • при цементировании обсадных колонн обеспечить турбулентное либо структурное течение потока цементного раствора в заколонном пространстве в соответствии с нормативными документами;

        • привести реологические свойства тампонажного раствора и буферной жидкости в соответствие с проектными значениями.

      4. При заканчивании не завершенных строительством газовых скважин в зоне ММП необходимо обеспечить проведение мероприятий, указанных в Рекомендации по строительству скважин в условиях ММП [4], для предотвращения растепления этих зон, например, для НКТ применять трубы с нанесенным на них теплоизоляционным покрытием и др.

      5. При перфорации обсадных колон следует применять методы перфорации при депрессии в системе «скважина–пласт» в сжимаемой среде (газ, пена, газовый конденсат, нефть и др.), позволяющие одновременно очищать образованные перфорационные каналы и предотвращать разрушение пласта-коллектора согласно Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] и Рекомендациям по вскрытию продуктивных пластов перфорацией на месторождениях Крайнего Севера [6].

      6. При вызове притока следует избегать резких колебаний давлений на пласт, осуществлять плавный запуск скважины.

    1. Требования к буровым и тампонажным растворам, специальным жидкостям

      1. При выполнении технологических операций по заканчиванию не завершенной строительством газовой скважины следует применять технологические жидкости различного назначения согласно РД 00158758-217-2001 [1], РД 39-0148070-6.027-86 [2], РД 39-00147001-767-2000 [3], Рекомендациям по строительству скважин в условиях ММП [4], Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] и Рекомендациям по вскрытию продуктивных пластов перфорацией на месторождениях Крайнего Севера [6]:

        • буровые растворы;

        • тампонажные растворы;

        • специальные технологические жидкости, например, для замены бурового раствора в скважине, опрессовки устья и промывки, перфорации, изоляции пластовых вод, декольматации призабойной зоны, вызова притока и др.

      2. При заканчивании боковых стволов скважины буровые растворы должны выполнять все технологические функции, связанные с углублением ствола скважины, и иметь следующие дополнительные свойства:

        • минимально возможную плотность;

        • минимальное содержание твердой фазы;

        • оптимальную вязкость;

        • высокое статическое напряжение сдвига;

        • низкие фильтрационные показатели;

        • способность формировать тонкую, прочную и эластичную фильтрационную корку.

      3. При первичном вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением следует выбирать буровой раствор, обеспечивающий:

        • минимальное дифференциальное давление на забой;

        • минимальную толщину фильтрационной корки на стенках ствола скважины в интервале продуктивного пласта;

        • качественную очистку забоя от обломков разрушенной долотом породы.

      4. Плотность бурового раствора должна соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [7] и приниматься из условий:

        • оказания минимальной репрессии на вскрываемый продуктивный пласт;

        • предотвращения поступления пластового флюида в ствол скважины (ГНВП) и гидроразрыва пласта.

      5. Для цементирования обсадных колонн в скважинах с боковым стволом и установки изоляционных цементных мостов к тампонажным цементам и растворам предъявляются требования согласно ГОСТ 1581, СТО Газпром РД 2.1-148, РД 39-00147001-767-2000 [3], РД 00158758-213-2000 [8] и ПБ 08-624-03 [7].

      6. Для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при выполнении работ по перфорации обсадной колонны, вызову притока и освоению скважины к специальным технологическим жидкостям предъявляются требования согласно СТО Газпром РД 2.1-140, Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] и Рекомендациям по вскрытию продуктивных пластов перфорацией на месторождениях Крайнего Севера [6].

        Специальные технологические жидкости должны:

        • иметь минимальное количество или не содержать в своем составе твердой фазы;

        • обладать низкой фильтрацией, обеспечивающей предотвращение поглощения;

        • обеспечивать расчетные репрессии в системе «скважина–пласт»;

        • сохранять свои первоначальные структурно-механические свойства в течение всего периода проведения ремонтных работ;

        • быть химически инертными к горным породам, составляющим коллектор, и совместимыми с пластовыми флюидами;

        • обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование;

        • извлекаться из пласта в процессе освоения скважин при сравнительно низких депрессиях;

        • быть работоспособными при отрицательных температурах Крайнего Севера;

        • быть технологичными в приготовлении и использовании, пожарои взрывобезопасными и не токсичными;

        • при необходимости обладать возможностью изменения технологических параметров за счет введения модифицирующих добавок.

      7. Специальные технологические жидкости для изоляции пластовых вод, применяемые для проведения РИР, кроме основных требований по своему назначению, должны отвечать следующим дополнительным требованиям согласно СТО Газпром РД 2.1-140, РД 05751745-210-01 [9] и РД 00153761-205-99 [10]:

        • обладать способностью проникать в поры пласта на заданную глубину при сравнительно невысоких перепадах давления, качественно закупоривать микроканалы проявляющего пласта, создавать барьер, способный выдерживать рабочую депрессию при эксплуатации скважины;

        • быть устойчивыми к разбавлению пластовыми водами;

        • характеризоваться устойчивой однородностью по всей высоте интервала РИР в сква-

        жине;


         

        • после доставки в зону притока пластовых вод быстро загустевать и за короткий срок

          приобретать достаточную структурную прочность;

          • за счет использования специальных добавок обладать регулируемыми сроками загустевания и отверждения;

          • на время проведения РИР обладать вязкостью, обеспечивающей возможность перекачивания водоизолирующего состава насосами цементировочных агрегатов;

          • не оказывать вредного воздействия на людей и окружающую среду.


             

    2. Требования к технологии первичного вскрытия продуктивных пластов при зарезке и бурении боковых стволов

      1. Первичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется следующими способами:

          • бурение на репрессии давлений в системе «скважина–пласт»;

          • бурение на депрессии давлений в системе «скважина–пласт»;

          • бурение на равновесии давлений в системе «скважина–пласт».

      2. При зарезке и бурении боковых стволов технология первичного вскрытия продуктивного пласта должна удовлетворять следующим основным требованиям:

          • при вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность поступления пластового флюида в ствол скважины (ГНВП);

          • обеспечить максимальное сохранение природных ФЕС пород призабойной зоны продуктивного пласта;

          • обеспечить минимально возможную репрессию на вскрываемый коллектор.

      3. Технология бурения скважин с регулированием давления в системе «скважина– пласт» предусматривает герметизацию устья скважины вращающимся превентором и непрерывное регулирование путем дросселирования выходящего из скважины потока бурового раствора.

      4. Технология бурения скважин с регулированием давления в системе «скважина– пласт» предназначена для вскрытия пластов, устойчивых к осыпям и обвалам, не содержащим флюиды с агрессивными и вредными примесями в виде сероводорода, углекислоты, концентрированных рассолов, или при условии перекрытия вышезалегающих пород разреза обсадной колонной.

      5. Технология бурения скважин с регулируемым давлением в системе «скважина–пласт» не распространяется на зоны, в которых технологическими приемами или регулированием реологических свойств бурового раствора не удается предотвратить деформацию проходимых пород и возникает необходимость утяжеления для создания давления большего, чем предусматривается ПБ 08-624-03 [7].

    1. Требования к технологии крепления боковых стволов

      1. Основные требования к тампонажным материалам и технологии крепления обсадных колонн приведены в СТО Газпром РД 2.1-148, ПБ 08-624-03 [7], РД 39-00147001767-2000 [3] и РД 00158758-213-2000 [8].

      2. Запрещается начинать цементирование обсадной колонны при наличии в скважине признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора.

      3. В целях более полного вытеснения из затрубного пространства бурового раствора тампонажным необходимо:

          • перед цементированием в процессе промывки скважины снижать до минимально допустимых значений величину статического напряжения сдвига и вязкость бурового раствора (согласно значениям, приведенным в ГТН);

          • на обсадных колоннах применять необходимый комплекс элементов технологической оснастки;

          • в затрубном пространстве скважины обеспечивать оптимальную скорость восходящего потока;

          • использовать буферные жидкости соответствующих типов в необходимых объемах;

          • при выборе тампонажных растворов предпочтение следует отдавать тем, которые характеризуются низкой водопотребностью, пониженной водоотдачей и отсутствием водоотделения.

      4. В целях предотвращения смешивания тампонажного раствора в колонне с буферной жидкостью или вытесняемым буровым раствором рекомендуется использовать нижнюю разделительную пробку.

      5. Применение верхних разделительных (продавочных) пробок с самоуплотняющимися манжетами обязательно.

      6. При цементировании обсадной колонны и обнаружении признаков ГНВП в скважине процесс следует продолжить с одновременным регулированием противодавления в заколонном пространстве.

      7. При цементировании обсадной колонны облегченными тампонажными растворами нижнюю часть колонны (200 м от башмака (или МСЦ)) и интервалы продуктивных горизонтов ±100 м рекомендуется цементировать тампонажным раствором нормальной плотности согласно требованиям РД 39-00147001-767-2000 [3].

    2. Требования к вскрытию продуктивных пластов перфорацией

      1. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией проводится в случае:

          • вскрытия продуктивных пластов для получения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной;

          • повторного вскрытия продуктивных пластов после проведения РВР;

          • увеличения плотности перфорации с целью улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной;

          • вскрытия дополнительных продуктивных объектов, которые будут работать совместно с ранее вскрытыми;

          • перехода на вышележащий горизонт с предварительной изоляцией обводнившегося пласта;

          • вскрытия продуктивных пластов после зарезки боковых стволов;

          • вскрытия сеноманских пластов в скважинах, пробуренных на неокомские отложения, при переводе их на эксплуатацию сеноманских залежей.

      2. При разработке технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией должны учитываться:

          • геолого-промысловая характеристика залежи и технико-технологические данные по скважине;

          • фильтрационно-емкостные свойства, расчлененность, литолого-фациальная характеристика пласта, реологические характеристики пластового флюида;

          • расстояние от перфорированных интервалов до ГВК и напорных горизонтов;

          • пластовое давление и температура в интервале перфорации;

          • состояние обсадной колонны и цементного камня за ней;

          • свойства и состав жидкости, заполняющей скважину при перфорации.

      3. Выбор технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией и типов прострелочной и взрывной аппаратуры проводится в зависимости от назначения и геолого-технической характеристики скважины, а также от задач, поставленных перед проведением прострелочных работ.

      4. На основании анализа ФЕС по керну и комплекса ГИС пласта должна быть разработана конструкция забоя скважины (тип перфораторов, плотность перфорации, способ и жидкость перфорации, способы и жидкости для очистки призабойной зоны пласта и другие вопросы).

      5. Интервалы перфорации определяются геологической службой недропользователя.

      6. Все прострелочные работы в скважинах проводятся специальной геофизической организацией, имеющей допуск к данному виду работ.

      7. Ответственность за правильность выбора метода прострелочных работ и аппаратуры в равной степени несут недропользователь и геофизическая организация, выполняющая эти работы.

      8. Если перфорация ведется через НКТ, то устье должно быть оборудовано ФА и лубрикаторной установкой. При отсутствии в скважине НКТ – противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме согласно ПБ 08-624-03 [7].

      9. По окончании монтажа ОП, нагнетательных и факельных линий согласно утвержденной схеме и разрешению на вторичное вскрытие провести их опрессовку в присутствии представителя противофонтанной службы ООО «Газобезопасность».

      10. Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. Слабопроницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскрывать гидропескоструйной перфорацией.

      11. Перфорацию газовых скважин в газовой и пенной средах рекомендуется проводить в соответствии с требованиями СТО Газпром РД 2.1-140, Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] и Рекомендаций по вскрытию продуктивных пластов перфорацией на месторождениях Крайнего Севера [6].

      12. Качество жидкости, которой заполняется колонна перед перфорацией, и величина противодавления на пласт должны обеспечить максимальное сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта.

      13. Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии и депрессии.

      14. Вскрытие пластов при депрессии осуществляется перфораторами типа ПМИ, ПМТ, ПКТ и ПНКТ, спускаемыми на НКТ, и ПР, ПРК, КПРУ, спускаемыми через НКТ.

      15. Перфораторы, спускаемые на НКТ, рекомендуется применять при вскрытии любой части пласта независимо от величины искривления скважины, качества цементной оболочки, обсадной колонны, аномальности пластового давления.

      16. Недопустимо применять перфораторы, спускаемые на НКТ, в следующих слу-

        чаях:


         

        • если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал

          перфорации;

          • в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта в скважину больших объемов твердой фазы;

          • если при создании депрессии гидростатическое давление на уровне установки перфораторов менее 7–10 МПа.

      17. Перфораторы типа ПР, ПРК, КПРУ рекомендуется применять при перфорации скважин с искривлением ствола до 0,7 рад (40°) при качественной цементной оболочке обсадной колонны независимо от аномальности пластового давления.

      18. При заполнении интервала перфорации глинистым раствором согласно требованиям Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] недопустимо применять перфораторы типа ПР и КПРУ.

      19. При вскрытии пластов на депрессии при использовании перфораторов типа ПР в скважину обязательно должны быть спущены НКТ, устье скважины оборудовано фонтанной арматурой и лубрикатором. Оптимальная депрессия при таком способе перфорации составляет 2,0–3,5 МПа. Согласно требованиям Инструкции по вскрытию продуктивных пластов перфорацией [5] не рекомендуется создавать депрессии более 10 МПа.

      20. При репрессии следует вскрывать пласты с нормальным и АВПД независимо от интервала перфорации. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на регламентируемую величину согласно ПБ 08-624-03 [7].

    1. Требования к освоению скважины и вызову притока газа

      1. Освоение и вызов притока газа являются заключительными операциями заканчивания не завершенных строительством газовых скважин.

      2. Выбор способа освоения скважины зависит от аномальности пластового давления. Газожидкостные смеси и двухфазные пены применяют в основном при АНПД.

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

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

          • двухи многофазных пен;

          • природного газа;

          • инертных газов (азота, выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания).

      4. При освоении скважин запрещается использование воздуха согласно требованиям ПБ 08-624-03 [7].

      5. Задача перевода скважин на газожидкостные смеси решается путем использования газожидкостного эжектора или бустерной установки типа УБ 14-125-25-Г.

      6. Процесс освоения скважины с использованием пен сводится к замене жидкости, находящейся в скважине, на пену с такой степенью аэрации, чтобы давление гидростатического столба пены было меньше пластового давления на величину депрессии.

      7. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечивается допустимой депрессией на пласт, величина которой устанавливается газодобывающим предприятием с учетом проектных документов и фактического состояния крепи.

      8. Для создания необходимой депрессии на пласт требуется выполнение следующего условия:


         

        Рпл – Рд Ргп Ртр.п Ру, (1)


         

        где Рпл – пластовое давление, МПа;

        Рд – величина необходимой депрессии на пласт, МПа;

        Ргп – гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, МПа;

        Ртр.п – потери давления на трение при движении жидкости по НКТ, МПа;

        Ру – давление на устье скважины, МПа.

      9. Для случая полного осушения скважины это условие записывается в виде


         

        Рг Ргг – Ртр.г  Ргп + Ртр.п + Ру, (2)


         

        где Рг – давление, развиваемое компрессором, или в шлейфе (газопроводе), МПа;

        Ргг – давление столба газа, МПа;

        Ртр.г – потери давления на трение при движении газа, МПа.

      10. Если после замены скважинной жидкости жидкостью с гидростатическим давлением меньше пластового приток флюида из пласта отсутствует, проводят замену ее газожидкостной смесью, пеной или инертным газом.

      11. Вызов притока газа из пласта газом от соседней скважины проводится согласно СТО Газпром РД 2.1-140, ПБ 08-624-03 [7], РД 05751745-210-01 [9], РД 00153761-20599 [10] и РД 04803451-215-03 [11] подачей газа в затрубное пространство для вытеснения столба жидкости из трубного пространства согласно согласованной и утвержденной в установленном порядке схеме освоения скважины.

      12. При освоении скважины с пластовым давлением намного ниже гидростатиче-

        ского (Ка = 0,1–0,3) рекомендуется использование колтюбинговой установки с закачиванием через гибкую трубу инертного газа.

      13. 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.

      14. После получения притока необходимо отработать скважину в соответствии с дополнительным планом, согласованным и утвержденным в установленном порядке, и провести ГДИ для определения ее продуктивной характеристики.


 

  1. Мероприятия по заканчиванию не завершенных строительством газовых скважин

    1. В зависимости от технического состояния и причины нахождения скважин в фонде незавершенных строительством возможно выполнение следующих мероприятий:

        • расконсервация скважины;

        • выполнение комплекса ГИС;

        • выбор продуктивного объекта для проведения работ по заканчиванию не завершенных строительством газовых скважин;

        • выбор технологии первичного вскрытия продуктивных пластов бурением боковых стволов;

        • выбор технологии вторичного вскрытия продуктивных объектов;

        • вторичное вскрытие продуктивных пластов;

        • восстановление герметичности эксплуатационной колонны;

        • интенсификация притока газа;

        • зарезка и бурение бокового ствола;

        • освоение скважины.

    2. Для оценки целесообразности заканчивания не завершенных строительством газовых скважин и определения перечня необходимых мероприятий для каждой конкретной скважины следует выполнить следующие виды работ:

        • оценить ФЕС пород-коллекторов (удельный эффективный газонасыщенный объем);

        • по скважинам куста оценить текущее пластовое давление в скважине;

        • рассчитать возможные фильтрационные коэффициенты уравнения притока для расчета прогнозного рабочего дебита;

        • определить целостность и герметичность эксплуатационной колонны и ее соединений согласно требованиям Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность [12];

        • оценить качество цементирования эксплуатационной колонны;

        • определить наличие заколонных перетоков флюидов.

    3. Порядок выполнения данных мероприятий приведен в СТО Газпром РД 2.1-140, руководящих документах РД 05751745-210-01 [9], РД 00153761-205-99 [10], РД 04803451-215-03 [11], РД 39-0147009-720-86 [13], НД 00158770-831-2004 [14], РД 00158758-197-98 [15] и Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность [12].

    4. Основными критериями успешности проводимых работ по заканчиванию не завершенных строительством газовых скважин являются:

        • технологический режим работы скважины, выработанный по данным проведенных ГИС и ГДИ;

        • коэффициенты продуктивности пластов, рассчитанные по данным соседних скважин;

        • фильтрационные коэффициенты уравнения притока, позволяющие рассчитать прогнозный рабочий дебит скважины.

    5. Выбор способа воздействия для восстановления коллекторских свойств ПЗП или интенсификации притока следует проводить с учетом ФЕС вскрытых пород-коллекторов, изменения их в процессе перфорации, пребывания в консервации, а также расчетной и фактической продуктивности до и после воздействия.

    6. При низких значениях ФЕС пород-коллекторов необходимо предусмотреть проведение мероприятий по интенсификации притока:

        • кислотная обработка призабойной зоны;

        • увеличение плотности перфорации;

        • дополнительная перфорация усиленными зарядами;

        • гидропескоструйная перфорация;

        • гидравлический разрыв пласта;

        • зарезка боковых и с горизонтальным окончанием стволов и другие методы, опробованные и эффективные на данном предприятии.

    7. При низких значениях активных газонасыщенных толщин пород-коллекторов необходимо рассмотреть возможность приобщения вышележащих объектов разработки.

    8. При отсутствии активных газонасыщенных толщин в вышележащих объектах необходимо рассмотреть вопрос о переводе скважины в категорию наблюдательных либо о ее ликвидации.

    9. Комплексы методов исследований скважины уточняются в зависимости от конкретных геолого-технических условий и проводятся по плану, согласованному с недропользователем.

    10. В скважинах с межколонными давлениями работы по диагностике межколонных флюидопроявлений проводятся газодинамическими методами в соответствии с действующими нормативно-техническими документами и специальными исследованиями.


       

  2. Меры промышленной, противофонтанной и противопожарной безопасности, охраны недр и окружающей среды при заканчивании не завершенных строительством газовых скважин


     

    1. Требования промышленной безопасности

      1. Исполнители должны быть ознакомлены с планом работ и порядком взаимодействия организаций, участвующих в работах на скважине. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть опасный производственный фактор, осуществляется по наряду-допуску.

      2. При ремонте скважин перед началом работ необходимо ознакомить весь персонал, задействованный в работах, с задачами и видами работ, правилами, инструкциями по охране труда, а также действиями персонала в аварийных ситуациях (с записью в журнале инструктажа).

      3. Передвижение агрегатов по ремонту скважин и транспортирование оборудования на скважину должно проводиться под руководством ответственного лица, назначенного в установленном порядке, в соответствии со схемой движения транспорта. Запрещается передвижение оборудования при снегопадах, тумане, пылевых бурях, при видимости менее 50 м и порывах ветра более 30 м/с.

      4. Территория вокруг ремонтируемой скважины должна быть спланирована, освобождена от посторонних предметов. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены.

      5. Подъемные агрегаты для ремонта скважин должны устанавливаться на передвижные или стационарные фундаменты, выполненные в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации.

      6. Цементировочные агрегаты должны располагаться с наветренной стороны от устья скважины и отводных линий и на достаточном расстоянии от задвижек на устьевой арматуре скважины. Они не должны располагаться на одной линии с задвижками на устье скважины.

      7. Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и опрессованы, в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7], на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ. На линии от цементировочного агрегата должен устанавливаться обратный клапан.

      8. Работы с прострелочной аппаратурой на скважинах необходимо проводить в соответствии с требованиями, приведенными в справочнике по прострелочным работам [16] и ПБ 13-407-01 [17].

    1. Мероприятия по противофонтанной безопасности

      1. К работам на скважинах с возможными ГНВП допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводится не реже одного раза в три года.

      2. Работники должны быть обучены и проинструктированы по безопасному ведению работ на случай ГНВП, выброса и открытого фонтанирования в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7], плана ликвидации аварий предприятия, согласованного с противофонтанной службой ООО «Газобезопасность».

      3. Освоение скважин производить в соответствии с планом работ и требованиями ПБ 08-624-03 [7].

      4. Работниками противофонтанной службы ООО «Газобезопасность» проводится обследование технического состояния скважины и выдается разрешение установленной формы на проведение следующих операций:

          • по дальнейшему углублению скважины (производство работ) после монтажа и обвязки ОП;

          • вскрытию газоносных (продуктивных) горизонтов;

          • испытанию газоносных (продуктивных) горизонтов испытателями пластов в процессе бурения;

          • разбуриванию цементных мостов при вскрытом газоносном (продуктивном) гори-

        зонте;


         

        • гидроразрыву пласта;

        • прострелочным работам на скважинах со вскрытым газоносным горизонтом;

        • перфорации и вызову притока в скважине;

        • прогреву гидратных пробок, растеплению скважины в интервале ММП;

        • огневым работам на устье скважины со вскрытым газоносным (продуктивным) гори-

          зонтом;

          • снятию запорной арматуры с устья скважины;

          • дальнейшему производству работ после выполнения пунктов выданных ранее предписаний.

      5. Работы по эксплуатации, монтажу, опрессовке ОП и устьевой обвязки скважины проводить в соответствии:

        с ПБ 08-624-03 [7];

          • инструкциями по оборудованию устья скважин, монтажу, эксплуатации и опрессовке ОП, разработанными, утвержденными и согласованными с противофонтанной службой ООО «Газобезопасность» и территориальными органами Ростехнадзора (управлением по технологическому и экологическому надзору);

          • типовыми схемами обвязки устья, в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7] разработанными и согласованными с территориальными органами Ростехнадзора, недропользователем и противофонтанной службой ООО «Газобезопасность» на основании ГОСТ 13862;

            РД 08-254-98 [18].

      6. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается согласно требованиям ПБ 08-624-03 [7].

      7. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией на основе ГОСТ 13862 и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой ООО «Газобезопасность».

      8. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости глушения соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запасом материалов и химических реагентов согласно плану работ.

      9. Для предупреждения возможных ГНВП блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Емкость для долива должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

      10. Работы по предупреждению, раннему обнаружению, первоочередным действиям по ГНВП должны выполняться в соответствии с разработанным и согласованным с противофонтанной службой ООО «Газобезопасность» планом ликвидации аварий и требованиями РД 08-254-98 [18].

      11. Факельные и задавочные линии должны быть надежно закреплены якорями и опрессованы в соответствии с требованиями плана работ и ПБ 08-624-03 [7].

      12. Запрещается нахождение посторонних лиц на скважине в период освоения, в том числе при перфорации и отработке пласта.

      13. В зимнее время запрещается проведение работ по вызову притока при отсутствии передвижной паровой установки и резервной насосной установки.

      14. При отсутствии взаимной видимости рабочих вахты и ответственного за освоение проводить работы по вызову притока запрещается.

      15. Скважина передается недропользователю под давлением. Глушение скважины после освоения допускается только в исключительных случаях по разрешению недропользователя.

      16. При выполнении работ, связанных с ликвидацией ГНВП и открытых фонтанов, следует руководствоваться СТО Газпром РД 1.2-094.

    1. Противопожарные мероприятия

      1. Все работы по проведению РВР в скважинах и противопожарные мероприятия при освоении проводятся в соответствии с РД 08-254-98 [18] и ВППБ 01-04-98 [19].

      2. На всех скважинах должен быть комплект первичных средств пожаротушения, перечень которых устанавливается Нормами оснащения противопожарным оборудованием и первичными средствами пожаротушения на объектах ОАО «Газпром».

      3. Количество, место установки пожарных гидрантов, щитов, а также перечень фактически устанавливаемых средств пожаротушения определяется в соответствии с РД 08-254-98 [18] и ВППБ 01-04-98 [19].

      4. Ремонты, связанные со сварочными работами, проводить по согласованию с пожарной охраной.

      5. В бригаде должна быть инструкция о мерах пожарной безопасности и противопожарной защиты, где определены обязанности отдельных работников по предупреждению возгорания и пожаров. Все члены бригад освоения должны знать номер телефона вызова пожарной части.

      6. Запрещается курение и применение открытого огня в пределах охранной зоны 50 м. Не допускается применение инструментов, дающих искры при ударе.

      7. Применяемая при освоении скважин техника (кроме насосных агрегатов) должна располагаться на расстоянии не менее 25 м от устья. Выхлопные трубы должны оборудоваться искрогасителями. Все агрегаты и автоцистерны заземляются.

      8. Над желобами и приемными емкостями должна быть обеспечена естественная вентиляция.

      9. Электрические аппараты и приборы должны быть изготовлены во взрывобезопасном исполнении. В летнее время на объекте работ должна быть обеспечена молниезащита в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7].

      10. В зимний период для прогрева фонтанной арматуры, кранов, факельной линии и т.д. использовать ППУ.

      11. Перед началом работ с инвертно-эмульсионными растворами, нефтью и газоконденсатом все члены бригад должны быть проинструктированы о мерах пожарной безопасности при работе с растворами на углеводородной основе.

      12. Установка по приготовлению жидкости на углеводородной основе является пожароопасным объектом, поэтому должны быть предусмотрены следующие меры безопасности:

          • на территории и подъездных путях установить таблички пожароопасности;

          • оснастить установку первичными средствами пожаротушения – огнетушителями, ящиками с песком, стандартным инструментом;

          • электродвигатели, пусковые устройства и соединительные провода должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении;

          • вращающиеся и движущиеся устройства, которые могут оказаться под напряжением, должны быть заземлены к контуру заземления;

          • на территории установки должна быть предусмотрена грозозащита и оборудован пожарный стояк;

          • емкости смесительные и для хранения нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы вентиляционными клапанами или вертикальными вытяжными трубами с огнепреградителями;

          • устранение неполадок и очистку установки производить при полной остановке приводов и движущихся деталей;

          • при приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей пользование открытым огнем, пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах, и посторонних людей;

          • транспортирование жидкостей на углеводородной основе проводить автоцистернами, оборудованными для перевозки нефтепродуктов, в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7].

      13. В случае возникновения пожара необходимо:

    • немедленно сообщить в пожарную часть;

    • отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты), заглушить все двигатели внутреннего сгорания;

    • приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения;

    • удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара.


       

        1. Требования охраны труда и безопасности ведения работ

          1. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью), соответствующим (-ей) рабочему проекту. Схема противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Ростехнадзора России, противофонтанной службы ООО «Газобезопасность» и недропользователем.

            Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [7].

            Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне скважинной жидкости или в среде, свойства которой отличаются от свойств промывочной жидкости, на которой осуществлялось первичное вскрытие, производится по специальному плану, согласованному с недропользователем. Технология и порядок проведения таких работ устанавливается документацией, согласованной с противофонтанной службой ООО «Газобезопасность».

          2. Техника безопасности при производстве работ по освоению скважин должна соответствовать требованиям ПБ 08-624-03 [7], РД 05751745-210-01 [9], РД 00153761-205-99 [10], РД 04803451-215-03 [11].

          3. К работам по освоению скважин допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности проводимой работы. Перед началом работ с членами бригад проводится инструктаж на рабочем месте.

          4. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается главным инженером предприятия, производящего работы, согласовывается с недропользователем и противофонтанной службой ООО «Газобезопасность».

          5. Работы по освоению скважины могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

    • высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям ПБ 08-624-03 [7];

    • эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

    • устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой и опрессованы на требуемое давление;

    • межколонные давления отсутствуют.

          1. Опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначается сигнальными предупреждающими знаками.

          2. В темное время суток работы по освоению разрешается проводить только при условии обеспечения освещенности устья скважины, рабочей площадки и агрегатов, находящихся под давлением.

          3. Все транспортные средства и техника, не занятые в процессе освоения, должны быть удалены на безопасное расстояние – не менее 50 м от зоны линий высокого давления.

          4. Все оборудование должно соответствовать техническим требованиям, нормам и правилам техники безопасности, находиться в исправном состоянии и использоваться только по назначению.

          5. Машины и механизмы должны иметь прочные металлические ограждения, надежно закрывающие доступ со всех сторон к движущимся частям.

          6. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета.

          7. Применение оборудования, не соответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.

          8. В производственных помещениях и в зонах работы на открытых площадках необходимо предусмотреть аварийное освещение.

          9. К работе с кислотными растворами допускаются лица, прошедшие проверку знаний по технике безопасности при работе с данными веществами и инструктаж на рабочем месте.

            До начала работ бригада, проводящая работы, должна пройти инструктаж по технике безопасности. Инструктаж проводит руководитель работ.

          10. При работе на скважине в бригаде необходимо иметь аптечку для оказания первой медицинской помощи, запас не менее 20 л пресной воды и 5 л трехпроцентного раствора бикарбоната натрия.

          11. На объекте должен быть план ликвидации возможных аварий с четким определением обязанностей каждого члена бригады.

        1. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды

          1. Все работы по проведению РВР в скважине должны проводиться в соответствии с Федеральным законом «Об охране окружающей среды» [20], Федеральным законом «Об отходах производства и потребления» [21], Федеральным законом «Об экологической экспертизе» [22], Федеральным законом «Об охране атмосферного воздуха» [23], Федеральным законом «Водный кодекс Российской Федерации» [24], Порядком [25], РД 51-1-96 [26] и ПБ 07-601-03 [27].

          2. Наряду с основной задачей качественного крепления ствола скважины и надежного разобщения проницаемых пластов проектная конструкция скважины должна выполнять следующие природоохранные функции:

    • обеспечивать охрану от загрязнения поверхностных и грунтовых вод хозяйственнопитьевого назначения за счет спуска направления и подъема цементного раствора за ним до устья;

    • обеспечивать охрану недр надежным разобщением флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки газа и минерализованных вод между пластами и на дневную поверхность;

    • предотвращать прорыв газа за счет применения высокогерметичных лифтовых и обсадных труб;

    • предупреждать возникновение ГНВП и открытых выбросов в окружающую среду путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска по действующим методикам, изоляции газоводоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, обязательной установкой на предыдущую колонну противовыбросового оборудования при наличии в разрезе скважины газонапорных горизонтов.

          1. Перевод на вышележащий объект испытания осуществляется по технологии отключения нижнего пласта, при этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с наполнителями.

          2. Скважина относится к категории опасных производственных объектов, поэтому ее ликвидация осуществляется согласно РД 39-00147001-767-2000 [3] и ПБ 08-624-03 [7] с помощью установки цементных мостов против всех интервалов испытания.

          3. В процессе зарезки бокового ствола скважины необходимо осуществлять постоянный контроль за ее состоянием (герметичность обсадных колонн, изоляция продуктивных горизонтов, предотвращение открытого фонтанирования, соответствие техническим решениям проекта на строительство скважин). Контроль осуществлять как геофизическими методами, так и гидравлическим испытанием – опрессовкой колонн.

          4. Почвы и природные воды, в т.ч. подземные, могут быть загрязнены:

    • при разгерметизации системы циркуляции технологических растворов, порывах трубопроводов и емкостей;

    • при аварийных ситуациях, связанных с выбросом пластового флюида;

    • в процессе погрузки, транспортировки и хранении химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических растворов;

    • в результате перетоков пластового флюида из-за ненадежной конструкции скважин, некачественного цементирования и негерметичности обсадных колонн.

          1. При выполнении технологических операций по заканчиванию не завершенной строительством газовой скважины необходимо руководствоваться гигиеническими нормативами ГН 2.1.6.1983-05 [28], ГН 2.1.6.1339-03 [29], ГН 2.2.5.1827-03 [30], ГН 2.1.6.1764-03 [31], ГН 2.1.5.1315-03 [32], ГН 2.1.5.1316-03 [33], регламентирующими ПДК загрязняющих веществ в почве и атмосферном воздухе.

          2. Технологические растворы, применяемые при вызове притока и герметизации затрубного пространства, должны иметь плотность, достаточную для вызова притока, и иметь характеристики, близкие к характеристикам пластовых углеводородов, для сохранения фильтрационных свойств пласта.

          3. Технологические растворы, применяемые при аварийном глушении скважины, должны иметь плотность, обеспечивающую противодавление на пласт, высокую дисперсную способность твердой фазы и большую вязкость для временной закупорки горных пород, иметь характеристики, близкие к характеристикам пластовых углеводородов, для сохранения фильтрационных свойств пласта.

          4. Применение технологических растворов разрешается при наличии ПДК на все компоненты, входящие в их состав. Санитарно-токсикологические характеристики технологических растворов, применяемых при освоении и аварийном глушении скважин, приведены в гигиенических нормативах.

          5. Защита территории объекта обеспечивается за счет:

    • конструктивного исполнения технологического оборудования (емкостей, циркуляционных коммуникаций), предотвращающего переливы, утечки и проливы технологических растворов;

    • использования построенных при бурении элементов сбора и отвода проливов технологических растворов, исключающих попадание отходов освоения на поверхность;

    • использования построенного при бурении организованного стока с поверхности кустового основания талых, дождевых и сточных вод в накопитель-отстойник. Запрещается сбрасывать неочищенные сточные воды с буровой на рельеф местности, в поверхностные водоемы и водоносные горизонты в соответствии с гигиеническими нормами, РД 51-1-96 [26] и Порядком [25];

    • размещения техники и емкостей в специально отведенных местах.

      1. При проведении работ по освоению запрещается передвижение по тундре вездеходного и автомобильного транспорта вне отведенных дорог.

      2. Доставка ГСМ на объекты должна осуществляться в герметичных емкостях. В специальном журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ, в том числе и отработанных масел. Все участки, используемые для заправки и хранения топлива, подготовки и хранения реагентов, технологических растворов, а также места размещения силовых агрегатов должны быть гидроизолированы, обвалованы и специально обустроены для исключения возможного поступления загрязнителей в окружающую среду.

      3. Если возможно прогнозирование мест протечек ГСМ, то целесообразно провести обработку почв на этих местах раствором гуминовой кислоты, т.к. это предотвратит проникновение углеводородов нефтепродуктов по почвенному профилю.

      4. Технологические растворы, применяемые при освоении скважин, транспортируются и хранятся в закрытых емкостях. Сыпучие материалы, утяжелители, химические реаген-

        ты транспортируются в контейнерах или другой закрытой упаковке и хранятся в герметичной таре или в закрытом помещении.

      5. Емкости оборудуются автоматическими устройствами, предохраняющими их от перенаполнения и перелива жидкости.

      6. Обогрев трубопроводов в случае их замерзания разрешается производить только паром или горячей водой. Обогрев открытым огнем категорически запрещается.

      7. Утилизация и захоронение отходов освоения производится в отстойниках-накопителях, построенных при бурении в теле насыпи основания кустовой площадки в соответствии с требованиями правил безопасности.

      8. Водообеспечение и охрана водных ресурсов в процессе освоения скважин осуществляются в соответствии с природоохранными требованиями проектов на строительство скважин.

      9. Контроль за содержанием выбрасываемых веществ в атмосферу должен осуществляться согласно действующим ГОСТ 17.2.3.01 и РД 51-1-96 [26].

Библиография


 

[1] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758-217-2001

Инструкция по бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области


 

[2] Руководящий документ СибНИИНП

РД 39-0148070-6.027-86

Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири


 

[3] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 39-00147001-767-2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин


 

[4] Рекомендации по строительству скважин в условиях многолетнемерзлых пород (утверждены ОАО «Газпром» 02.09.2005 г.)


 

[5] Инструкция по вскрытию продуктивных пластов перфорацией в пенной среде при АНПД применительно к условиям скважин Крайнего Севера (утверждена ОАО «Газпром» 31.09.2003 г.)


 

[6] Рекомендации по вскрытию продуктивных пластов перфорацией на месторождениях Крайнего Севера (утверждены ОАО «Газпром» 11.11.2005 г.)


 

[7] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

[8] Руководящий документ ДООО «Бурение»

РД 00158758-213-2000

Технологический регламент по креплению скважин на месторождениях севера Тюменской области


 

[9] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 05751745-210-01

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения


 

[10] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00153761-205-99

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах месторождений «Надымгазпром»

[11] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 04803451-215-03

Технические правила на ведение ремонтных работ

в скважинах месторождений ООО «Ямбурггаздобыча»


 

[12] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена Госгортехнадзором России 11.03.1998 г.)


 

[13] Руководящий документ ВНИИКРнефть

РД 39-0147009-720-86

Инструкция по технологии ремонта обсадных колонн стальными пластырями


 

[14] Нормативный документ ОАО «СевКавНИПИгаз» НД 00158770-831-2004

Регламент на проведение работ по интенсификации притока газа из скважин ООО «Ямбурггаздобыча»


 

[15] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758-197-98

Регламент на восстановление скважин зарезкой вторых стволов на Уренгойском и Ямбургском ГКМ


 

[16] Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам / Под ред. Н.Г. Григоряна. – M.: Недра, 1990


 

[17] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 13-407-01

Единые правила безопасности при взрывных работах


 

[18] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-254-98

Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявления при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности


 

[19] Правила безопасности Минтопэнерго России ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности


 

[20] Федеральный закон от 20.12.2001 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»


 

[21] Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления» [22] Федеральный закон от 23.11.1995 г. № 174-Ф3 «Об экологической экспертизе»

[23] Федеральный закон от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха» [24] Федеральный закон от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»

[25] Порядок разработки и утверждения экологических нормативов выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду, лимитов использования природных ресурсов, размещения отходов (утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.08.1992 г. № 545)


 

[26] Руководящий документ Минтопэнерго России РД 51-1-96

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащих


 

[27] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 07-601-03

Правила охраны недр


 

[28] Гигиенический норматив

ГН 2.1.6.1983-05

Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест


 

[29] Гигиенический норматив

ГН 2.1.6.1339-03

Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест


 

[30] Гигиенический норматив

ГН 2.2.5.1827-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны

[31] Гигиенический норматив

ГН 2.1.6.1764-03

Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) вредных веществ в воздухе рабочей зоны


 

[32] Гигиенический норматив

ГН 2.1.5.1315-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственнопитьевого и культурно-бытового водопользования


 

[33] Гигиенический норматив

ГН 2.1.5.1316-03

Ориентировочно-допустимые уровни (ОДУ) химических веществ в воде водоемов объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования


 

image


 

ОКС 73.020


 

Ключевые слова: заканчивание, не завершенная строительством скважина, газовая скважина, месторождение Крайнего Севера, требования, мероприятия, выбор объекта, вторичное вскрытие, восстановление герметичности, интенсификация притока, зарезка бокового ствола, освоение скважины


 

image


 

Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image


 

Подписано в печать 05.06.2008 г.

image

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз. Уч.-изд. л. 3,2. Заказ 175.

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, 719-31-17.


 

Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»