Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения icon

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения



НазваниеМетодические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения
страница3/3
Дата конвертации04.01.2013
Размер387.48 Kb.
ТипМетодические рекомендации
источник
1   2   3

^ 11. Безопасность при проведении работ по испытанию скважин


87. Проведение работ по испытанию скважин осуществляется по наряду допуску, руководствоваться действующими нормативно-техническими документами.

88. При опробовании и испытании скважин приборами на кабеле подготовка к спуску проводится на мостках буровой на специальных подкладках.

Разгерметизация пробоотборников на скважине допускается только с применением специальных устройств.

89. Проведение работ с трубными пластоиспытателями допускается в скважинах при исправных насосах и буровом инструменте. Испытание объектов в зависимости от их задач может проводиться без выпуска жидкости долива и пластового флюида на поверхность и с выпуском.

90. На буровой устанавливается емкость для самотечного долива в затрубное пространство и устьевая обвязка с устройством, обеспечивающим непрерывный долив скважины буровым раствором при подъеме ИПТ.

Во избежание замерзания бурового раствора циркуляционная система обогревается.

91. На разведочной площади устье скважины оборудуется превенторной установкой.

Превенторную установку независимо от срока работы перед спуском ИПТ в скважину проверяют и опрессовывают.

Результаты опрессовки оформляют записью в акте готовности скважины к испытанию.

Давление опрессовки не првышает допустимых значений для данной обсадной колонны и превенторной установки.

92. Превенторы оборудуются дистанционным, механизированным управлением и дублируется ручным приводом. Пульт управления превентором устанавливают на расстояние не менее 10 м от устья скважины, а его дублер – у поста бурильщика. Ручной дублирующий привод превентора располагают в передвижной металлической будке или за щитом с навесом из досок толщиной не менее 40 мм. Перед штурвалом в будке или на щите указывают направление вращения, число оборотов, необходимо для полного закрытия превентора, и метку, совмещение которой с меткой на штурвале соответствует закрытию превентора при последнем обороте штурвала.

93. Выкидные линии превентора должны быть прямолинейными, длиной не менее 30 м для газовых и разведочных скважин – не менее 100 м. Выкидные трубопроводы прочно закреплены и направлены в сторону от дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений.

Не допускается прокладка выкидных линий под приемным мостом и превышечными сооружениями.

94. Обвязку устья скважины при работе с ИПТ проводят по утвержденной и согласованной схеме, которая обеспечивает из утвержденных схем, и она обеспечивает:

контроль активности проявления объекта испытания в трубах и затрубном пространстве;

извлечение пластовой жидкости обратной циркуляцией в подготовленную емкость для сбора, дегазации и измерения компонентов жидкой фазы, отвод за пределы буровой, сжигание пластового флюида в факеле;

подключение к внутритрубному и затрубному пространствам цементировочного агрегата при угрозе аварийного фонтанирования: долив бурового раствора в затрубное пространство.

Если ожидается интенсивный приток нефти и газа, то на буровой рекомендуется присутствие противофонтанной службы, наличие эффективных средств пожаротушения и цементировочного агрегата, резервуар которого заполнен буровым раствором и соединен с одним из отводов превентора.

Цементировочный агрегат заполняется буровым раствором и соединяется с линией глушения скважин.

95. Не допускается:

производство работ по испытанию пластов в скважинах, устья которых не оборудованы превенторной установкой, устьевой (трубной) головкой, отводной линией и специальной емкостью за пределами буровой для сбора пластовой жидкости, при отсутствии цементировного агрегата и утвержденного плана организаций работ;

подъем бурильных труб, НКТ после испытания пласта до прекращения поступления воздуха из труб на устье скважины после закрытия запорного клапана;

подъем бурильных труб (или НКТ) из скважины после появления пластовой жидкости в трубах без удаления ее обратной промывкой через отводную линию в емкость за пределами буровой и выравнивания гидростатического давления в трубах и затрубном пространстве;

применение компоновки ИПТ без циркуляционного клапана;

выключение привода лебедки при стоянии на притоке;

проведение испытаний пласта без устьевой контрольной головки с запорным клапаном;

проведение испытаний нефтяных и газовых скважин на излив;

допуск к руководству испытанием не аттестованных лиц.

96. После снятия пакера с места его установки не допускается разбирать устьевую обвязку и поднимать трубы, пока не произойдет полное прекращение выхода газа из жидкости долива, пластового флюида.

Трубу с устьевой головкой в сборе и с открытым запорным краном следует уложить так, чтобы при необходимости ее можно было быстро соединить с колонной труб.

97. При наличии в трубах нефти подъем ИПТ необходимо проводить с соблюдением мер по предупреждению пожара.

98. Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности, установленных при работе с сосудами высокого давления и наличии газа.

Если испытание скважины проводилось после кислотной обработки пласта, при разборке ИПТ соблюдаются меры, исключающие возможность химического ожога работающих.

Если на скважине при ГИС применялись радиоактивные излучатели (изотопы, нейтронные излучатели), при испытании необходимо пробы пластовой жидкости проверить на радиоактивность.

99. В процессе испытания скважины не допускается:

присутствие на скважине посторонних лиц;

проведение электрогазосварочных и других огневых работ;

проведение электросварочных и других огневых работ;

выключение двигателей привода лебедки (далее - ДВС), электродвигателей.

100. Если при испытании первого объекта были получены высокие дебиты нефти и газа, последующие объекты испытывают только с разрешения вышестоящей организации-недропользователя.

101. После подъема ИПТ по завершению испытания объекта не допускается оставлять скважину без спуска бурильных труб.

102. При спуске долота в скважину и на первом цикле циркуляции после завершения испытания нефтегазонасыщенного пласта необходимо принять дополнительные меры предосторожности во избежание проявления скважины за счет извлечения пластового флюида из интервала испытания.


^ 12. Предупреждение осложнений при испытании скважины и охрана окружающей среды


103. Испытание скважины считается осложненным, если наблюдалось несанкционированное отклонение от штатного режима работ.

Испытание скважины считаются аварийным, если возникшее осложнение привело к поломке оборудования или инструмента в скважине, неконтролируемому фонтанированию скважины и другим последствиям с материальным ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации аварии газонефтеводопроявлению.

104. С целью предупреждения и ликвидации осложнении и исключения аварий необходимо:

допускать к работам только квалифицированных исполнителей;

соблюдать технические требования по обслуживанию ИПТ;

соблюдать технические условия эксплуатации бурового оборудования и инструмента;

выполнять требования технологического регламента при бурении (освоении) и испытании скважины.

105. Для раннего обнаружения осложнения при испытании скважины необходимо:

контролировать соответствие фактических показателей индикатора веса расчетным;

следить за уровнем раствора в затрубном пространстве, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске) и долитого в скважину (при подъеме);

контролировать отсутствие или наличие воздуха в полости колонны труб при спуске ИПТ и испытании пласта;

следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из выкида устьевого манифольда.

106. При отклонении веса на крюке на величину более 50 кН спуск ИПТ следует продолжить после снижения скорости буровой лебедки. Если при спуске снижение веса (посадка) увеличивается или сохраняется на протяжении 20 – 30 м, инструмент необходимо поднять и повторить подготовку скважины.

107. Подъем инструмента следует проводить со сниженной скоростью. Если наблюдаются затяжки, то необходимо периодически проверять наличие свободного движения вниз, опуская ИПТ на несколько метров.

При увеличении затяжек, следует приступить к расхаживанию инструмента с помощью гидравлического ясса, установленного в компоновке ИПТ. Если инструмент прихвачен, необходимо долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию и продолжить расхаживание инструмента: вызвать мастера по сложным работам и продолжить ликвидацию прихвата по специальному плану.

108. Снижение уровня раствора в скважине при спуске ИПТ является признаком возникновения негерметичности бурильных труб над ИПТ или поглощения раствора. Следует уточнить причину, контролируя выход воздуха из труб. В зависимости от интенсивности снижения уровня раствора в затрубном пространстве и расстояния ИПТ от объекта испытания принимается решение: продолжить спуск (если возможна передача депрессии на пласт и нет угрозы проявления скважины) или поднять ИПТ и устранить причину осложнения. При возникновении такого осложнения в процессе испытания (или при подъеме ИПТ) следует продолжить испытание (подъем) с непрерывным доливом скважины.

109. Резкое снижение уровня в скважине при спуске ИПТ возможно в результате смятия (обрыва) трубы, открытия циркуляционного клапана или приемного клапана пластоиспытателя (при посадках). Необходимо спуск ИПТ прекратить, приподнять инструмент на 2 – 3 м, при этом интенсивно доливать скважину. Если через 2-3 минуты уровень в затрубном пространстве не восстанавливается, следует поставить инструмент в ротор, соединить колонну труб с устьевой головкой, восстановить циркуляцию (при проявлении скважины – с закрытым превентором), выровнять параметры раствора, поднять ИПТ для устранения причин осложнения.

110. Резкое снижение уровня в скважине при установке пакера или в процессе испытания объекта (на притоке, при регистрации КВД) свидетельствует о потере герметичности пакеровки. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевой головке, приподнять инструмент на 2-3 м, закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер, долить скважину и поднять ИПТ.

111. Причинами резкого снижения уровня в скважине при снятии пакера и (или) при подъеме ИПТ могут быть обрыв труб (сопровождается снижением веса на крюке) или самопроизвольное открытие циркуляционного клапана. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевой головке и интенсивно доливать скважину. Восстановить циркуляцию (при необходимости – с закрытым превентором, под давлением), выровнять параметры раствора и поднимать ИПТ для устранения причин и последствий осложнения (аварии).

112. Самопроизвольный перелив раствора из скважины свидетельствует о ее проявлении.

При проявлении перелива необходимо закрыть превентор, оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры по устранению проявления.

113. При спуске ИПТ, если наблюдается перелив жидкости из труб, следует спуск прекратить, приподнять инструмент на 2-3 м, чтобы вернуть клапан в исходное положение, скважину долить и продолжить спуск ИПТ, не допуская длительных (более 1-15 с) посадок. Если перелив не прекращается, произошло самопроизвольное открытие циркуляционного клапана, смятие и (или) обрыв трубы (снижается вес на крюке), необходимо долить скважину, присоединить трубу с устьевой головкой, восстановить циркуляцию, выровнять параметры раствора и поднять ИПТ.

114. В процессе испытания объекта, если перелив из труб сопровождается падением уровня в затрубном пространстве скважины, необходимо заполнить скважину раствором, закрыть премный клапан ИПТ, снять пакер и поднять ИПТ.

Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в скважине, подъем ИПТ следует остановить, перейти на регистрацию КВД, закрыть рабочий кран на устье. При появлении давления на устье (в трубах) необходимо отводить поступающий флюид за пределы буровой до полного прекращения выхода газа из труб. Если давление не снижается, следует закрыть клапан ИПТ, снять пакер и, расхаживая инструмент, периодически выпускать газ с минимумом жидкости из труб до полного падения избыточного давления. Поднимать ИПТ в обычном режиме возможно только после прекращения выхода газа из труб.

115. Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования скважины при испытании ИПТ:

систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или бесконтрольный долив;

поршневание пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее давление под пакером;

испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без обеспечения герметичности резьбовых соединений труб;

неправильные действия персонала (невыполнения требований технологического регламента).

При возникновении аварийного фонтанирования необходимо обеспечить безопасность работников, противопожарную безопасность, направить усилия на локализацию фонтанирования с последующей ликвидацией.

116. При нефтегазовом выбросе в кольцевое пространство необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент. Трубы следует установить так, чтобы замковое соединение находилось на 0,5 м над ротором, превентор закрыть.

Контролируя давление в скважине, следует присоединить устьевую головку, заполнить трубы расствором, открыть циркуляционный клапан. Затем необходимо восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину более тяжелым раствором и ликвидировать проявление.

Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, необходимо «стравить» давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора.

При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо:

остановить верхнее замковое соединение на 0,5-1 м над ротором и выключить двигатели до окончания выброса нефти или газа;

присоединить циркуляционную головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан, обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять параметры раствора.


_____________________

1   2   3



Похожие:

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconТребования промышленной безопасности при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин Глава Общие требования
Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее прс) (поисковых, разведочных, эксплуатационных,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по бурению скважин с использованием известково-битумных растворов; 2 Методические рекомендации по цементированию скважин
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по эксплуатации буровых насосов и их обвязок; 4 Методические рекомендации по освоению скважин азотом
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по проводке скважин с регулированием давления в систему «скважина пласт»; 4 Методические рекомендации по контролю воздушной среды
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconЗаявка на испытание скважины испытателями пластов
Забой м, искусственный забой м
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по визуальному и измерительному контролю свариваемых металлов и их соединений Глава Область применения
Ельного контроля основного металла и сварных соединений (наплавок) при изготовлении, строительстве, монтаже, ремонте, реконструкции,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по ревизии, наладке и испытанию шахтных подъемных установок с асинхронным двигателем
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по составлению контента
Методические рекомендации составлены творческой группой под руководством Томпиевой М. И., ст преподавателя кафедры огнпо ипк пгс...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации г. Астана, 2010
Непрерывное профессиональное развитие медицинских работников. – Методические рекомендации. – Астана. – 2010. 31с
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по стилоскопированию деталей и сварных швов энергетических установок Общие положения
Настоящие методические рекомендации (далее – мр) распространяются на контроль металлов, полуфабрикатов, деталей, сборочных единиц...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©kzgov.docdat.com 2000-2014
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы