План ликвидации аварий капитального ремонта скважин
Обновлено: 07.07.2024
Возможные аварии при бурении, капитальном и подземном ремонте скважин. Меры по их предупреждению. Лекция 8
Как уже отмечалось основными причинами аварий являются: разрушение оборудования, нарушение технологических процессов, коррозия металла и т,д.
1.1 Общие положения:
- связанные с самим процессом бурения ствола скважины
- связанные с выводом из строя подземного оборудования (прихват инструмента, обрыв инструмента)
Последствия:
1. Выход из строя оборудования.
2. Нарушение технологического процесса.
3. Потеря рабочего времени.
4. Загрязнение окружающей среды (небольшое).
В 2006 г. на объектах нефтегазодобычи и геологоразведочных работ зафиксировано 217 аварий (11-нефтедобыча,93-газодобыча,13-геологоразведка).
1.2 Понятие об авариях в бурении скважин
В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварий считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.
Аварии делят на следующие виды:
- аварии с бурильной колонной;
- прихваты бурильной колонны;
- аварии с обсадными колоннами;
- аварии вследствие неудачного цементирования;
- аварии с забойными двигателями;
- аварии с долотами;
- аварии вследствие падения в скважину посторонних предметов;
1.3 Понятие об аварии в КРС
Капитальный ремонт скважин - сложный технологический процесс. Для его осуществления используется большое число разнообразного оборудования, инструментов и материалов.
Оборудование, находящееся в скважине. Работает в условиях невидимых человеком. О его состоянии приходится судить только по показаниям приборов. Это требует повышенного внимания к эксплуатации и уходу за оборудованием, инструментами и приборами, а также строгого соблюдения предписаний по технологии капитального ремонта скважин.
Под аварией в капитальном ремонте следует понимать нарушение технологического процесса различного рода технологий, поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется проведение специальных работ.
Характерными поломками являются: поломки по телу или узлам соединения насосно - компрессорных труб, поломки забойных двигателей, долот, вспомогательных и ловильных инструментов.
Часто насосно - компрессорные трубы неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в скважине.
Аварии возникают в основном в следствии брака в работе исполнителей технологического процесса или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.
1.4 Аварии с буровыми долотами
В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий.
1. Аварии с шарошечными долотами - отвинчивание долот и их поломка. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при применении переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготавливаются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами и вне соответствии ГОСТов). Причинами поломок долот являются:
- передержка на забое;
- бурение с нагрузками, превышающие допустимые;
- удар долотом о забой или уступ;
- разбуривание пород долотами, несоответствующими их крепости;
- малая прочность опор;
- слабая прочность сварных швов;
- дефекты нарезки резьбы;
- неплотное прилегание заплечников лап долота к торцу переводника;
- работа долотами по металлу;
- длительная промывка скважины перед подъёмом сработанного долота.
В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.
2. Аварии с алмазными долотами - заклинивание долот при спуско-подъёмных операциях и бурении, отвинчивание долот. Причинами заклинивания алмазных долот являются:
- резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в её призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;
- преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъёмом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания);
- недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами;
- бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, утяжелённых бурильных труб и забойного двигателя;
- заклинивания долот инородными предметами (металл, куски породы). Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины.
При бурении скважин с применением алмазных долот из них могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность всё долото.
Применение долот режущего типа сопровождается меньшим числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии практически единичны, но всё же имеют место.
3. Аварии с долотами режущего типа (лопастные долота) – отвинчивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса.
Эти долота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные.
Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединения к корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоответствующим режимом его работы на забое.
Поломки корпуса долот имеют те же причины, что и шарошечные, рассмотренные выше.
2. Методы ликвидации аварий
Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать её на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента может привести к усложнению аварии, а нередко к ликвидации скважины.
Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия.
Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спуско-подъёмного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка. Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными или автоматическими ключами.
Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются неравномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны. А также прекращение проходки, при электробурении - снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном - остановки турбобура, и также отсутствие проходки. Выбор методов ликвидации аварий зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов.
Категорически запрещается извлекать безкорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах.
Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем, устанавливаемым над ним .
3. Предупреждение аварий
3.1 Предупреждение аварий с шарошечными долотами.
1. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью.
2. Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.
3. Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы; у гидромониторных долот наличие насадок, надёжность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов.
Нефть, Газ и Энергетика
1.1. Газонефтеводопроявления (ГНВП) - вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования.
1.2. Открытый фонтан (ОФ) - это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствии грифонообразований.
1.3. Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требующих больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а также прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.
Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.
ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН ЛЕГЧЕ ПРЕДУПРЕДИТЬ, ЧЕМ ЛИКВИДИРОВАТЬ!
1.4. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.
Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно-спасательные формирования из числа своих работников.
2. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ.
2.1. Главным условием возникновения газонефтеводопроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.
2.2. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:
2.2.1. Недостаточная плотность раствора вследствии ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
2.2.2. Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
2.2.3. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
2.2.4. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
2.2.5. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
2.2.6. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
2.2.7. Длительные простои скважины без промывки.
2.3. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
2.3.1. Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
2.3.2. Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
2.3.3. Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
3. ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ.
3.1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
3.2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
3.3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
3.4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
3.5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
3.6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
3.7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
3.8. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях
В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.
4. ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ
ФОНТАНЫ.
4.1. Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
4.3. Некачественное цементирование обсадных колонн.
4.4. Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
4.5. Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
4.6. Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ ОСВОЕНИИ, КАПИТАЛЬНОМ И ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН.
5.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
5.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
5.4. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
5.5. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
5.6. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:
- виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
- распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
- список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
- списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
- способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
- режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
- необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
- первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.
5.8. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений и предельно допустимым параметрам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спуско-подъемных операций, порядок долива и т.п.);
- проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;
- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
- оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления и доставки на буровую.
5.10. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0.5 МПа).
5.11. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.
5.12. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).
5.13. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
5.14. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
5.15. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком.
5.16. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
5.17. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- охрану недр и окружающей среды.
5.18. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и противовыбросовым оборудованием, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
- фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления. а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
5.19. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет: замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см 3 ; при большей разнице плотностей должны быть ограниченны темпы снижения противодавления на пласт.
5.20. Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне производится по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
5.21. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем и главным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим руководителем и главным геологом).
5.23. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.
5.24. Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией.
Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию.
В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт.
Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов.
5.25. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады.
5.26. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим руководителем предприятия.
5.27. В плане работ на текущий, капитальный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды. В плане работ должно быть также отражено:
- газовый фактор;
- объем и плотность жидкости глушения.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем жидкости глушения и долива, а также порядок глушения скважины определяется инструкцией по глушению скважин утвержденной руководством предприятия и согласованной с противофонтанной службой.
5.27.1. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.
5.27.2. На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины, находящемся непосредственно на скважине или на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.
5.28. В процессе подъема колонны труб следует производить долив раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости глушения, доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней. Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при НГВП. Если в процессе СПО оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины герметизировано. Бурильщик, старший оператор должен информировать о НГВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее руководство и ждать дальнейших распоряжений. Вести наблюдение за давлением на устье скважины с регистрацией в вахтовом журнале.
5.29. Глушение скважины производится по дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения глушения определяется мастером ремонтной бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером цеха ТКРС по согласованию с геологической службой.
5.30. Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой.
5.31. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.
5.32. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
5.33. Ежегодно должны проводится комплексные проверки бригад освоения, капитального, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы совместно с главными специалистами предприятий. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недостатков.
5.35. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
5.38. Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.
5.39. При обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий ПЛА.
ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ
МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ!
6. Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м 3 /м 3 ;
нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % ;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;
нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м 3 /м 3 , но менее 200 м 3 /м 3 ;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.
Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м 3 /м 3 ;
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.
Распределение скважин по категориям опасности возникновения газонефтеводопроявлений по месторождениям и мероприятия по безаварийному проведению работ для данной категории должны пересматриваться 1 раз в год, утверждены руководством предприятия и согласованы с противофонтанной службой. Скважины, пробуренные в течение года и сданные НГДУ до пересмотра перечня категорийности, относятся к первой категории.
7. Тип противовыбросового оборудования
Перед проведением работ устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.
Тип противовыбросового оборудования определяется согласно утвержденных схем на обвязку скважин противовыбросовым оборудованием, а условия монтажа должны соответствовать техническим условиям на монтаж данного оборудования. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. После установки ПВО на устье оно опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. На скважине с перфорированной или негерметичной колонной, а также в случае поглощения жидкости глушения, где нет возможности опрессовать на ожидаемое давление, опрессовка ПВО производится на давление не менее 30 кгс/см 2 и с выдержкой не менее 5 минут. Результат испытания оформляется актом.
Периодически, через 3 месяца, ПВО должно проходить ревизию в условиях мастерских и опрессовываться на рабочее давление. Лубрикатор опрессовывается на полуторократное рабочее
давление 1 раз в 6 месяцев. Дефектоскопия ПВО проводится один раз в год. Результаты испытания оформляются актом и записываются в паспорт.
Эксплуатация импортного ПВО должна осуществляться в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков.
Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
8 . Документация в бригадах
В бригадах текущего, капитального ремонта и освоения скважин должны быть следующие документы:
8.1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
8.2. Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием и технические условия монтажа ПВО.
8.3. Паспорт и инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования.
8.4. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
8.5. Журнал учета проведения учебно-тренировочных занятий.
8.7. Пусковой паспорт.
8.8. Акт приема-передачи скважины в ремонт.
8.9. Акт на глушение скважины.
8.10. Акт ввода подъемного агрегата в эксплуатацию.
8.11. Акт на опрессовку противовыбросового оборудования на ремонтной базе.
8.12. Акт на опрессовку противовыбросового оборудования на устье скважины.
8.13. Акт опрессовки фонтанной арматуры до и после ее установки на устье скважины (для освоения).
8.14. Акт готовности скважины к прострелочным работам.
8.15. План ликвидации аварий (ПЛА).
8.16. Наряд-допуск на производство работ.
9. ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ОТКРЫТОГО ФОНТАНА
9.1. Остановить двигатели внутреннего сгорания.
9.2. Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
9.3. Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
9.4. Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
9.5. Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.
9.6. Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
9.7. Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
9.8. Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;
9.9. Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
9.10. При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.
План ликвидации аварий капитального ремонта скважин
5 октября 2021Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.
12 октября 2021
Программа разработана совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.
Продукты и услуги Информационно-правовое обеспечение ПРАЙМ Документы ленты ПРАЙМ Постановление Правительства РФ от 15 сентября 2020 г. № 1437 “Об утверждении Положения о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах” (документ не вступил в силу)
Обзор документа
Постановление Правительства РФ от 15 сентября 2020 г. № 1437 “Об утверждении Положения о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах” (документ не вступил в силу)
21 сентября 2020В соответствии со статьей 10 Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" Правительство Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемое Положение о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах.
2. Планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденные до вступления в силу настоящего постановления, продолжают свое действие и пересматриваются по основаниям, указанным в пункте 7 Положения, утвержденного настоящим постановлением.
3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.
| Председатель Правительства Российской Федерации | М. Мишустин |
УТВЕРЖДЕНО
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 15 сентября 2020 г. N 1437
Положение
о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах
1. Положение о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах (далее - Положение) устанавливает порядок разработки планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах (далее - планы мероприятий) и требования к содержанию таких планов.
2. Планы мероприятий разрабатываются в целях обеспечения готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий на таких объектах.
3. Планы мероприятий разрабатываются для опасных производственных объектов, указанных в пункте 2 статьи 10 Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (далее - объекты).
4. В случае если 2 и более объектов, эксплуатируемых одной организацией, расположены на одном земельном участке или на смежных земельных участках, организация, эксплуатирующая эти объекты, вправе разрабатывать единый план мероприятий.
5. Сроки действия планов мероприятий составляют:
а) для шахт угольных и объектов, на которых ведутся горные работы в подземных условиях, - 6 месяцев;
б) для объектов, на которых ведутся открытые горные работы, - 1 год;
в) для объектов I, II и III классов опасности (за исключением объектов, указанных в подпунктах "а" и "б" настоящего пункта) - 5 лет.
Срок действия пересмотренного плана мероприятий соответствует срокам, указанным в подпунктах "а" - "в" настоящего пункта.
6. В случае если в отношении расположенных на одном земельном участке или на смежных земельных участках 2 и более объектов, эксплуатируемых одной организацией, для которых пунктом 5 настоящего Положения установлены различные сроки действия планов мероприятий, разрабатывается единый план мероприятий, срок его действия устанавливается равным наименьшему сроку, предусмотренному указанным пунктом в отношении этих объектов.
7. Планы мероприятий пересматриваются:
а) не менее чем за 15 календарных дней до истечения срока действия предыдущего плана мероприятий;
б) не позднее 30 календарных дней после:
реконструкции, технического перевооружения объекта или внесения изменений в технологию производства;
внесения изменений в системы управления технологическими процессами на объекте;
изменения сведений, содержащихся в общих или специальных разделах плана мероприятий;
в) на основании выводов, указанных в акте технического расследования причин аварий на объекте;
г) по предписанию федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориального органа в случае выявления несоответствия сведений, содержащихся в плане мероприятий, сведениям, полученным в ходе осуществления федерального государственного надзора в области промышленной безопасности;
д) на основании предостережения федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориального органа о недопустимости нарушения обязательных требований промышленной безопасности в случае выявления указанными органами новых факторов риска по результатам технического расследования причин аварий на иных аналогичных объектах.
8. Планы мероприятий утверждаются руководителями (заместителями руководителей) организаций, эксплуатирующих объекты, либо руководителями обособленных подразделений юридических лиц (в случаях, предусмотренных положениями о таких обособленных подразделениях).
9. Планы мероприятий согласовываются руководителями (заместителями руководителей, в должностные обязанности которых входит согласование планов мероприятий) профессиональных аварийно-спасательных служб или профессиональных аварийно-спасательных формирований, которые привлекаются для локализации и ликвидации последствий аварий на объекте.
10. План мероприятий состоит из общих и специальных разделов.
11. Общие разделы плана мероприятий содержат следующие сведения:
а) характеристика объекта, в отношении которого разрабатывается план мероприятий;
б) сценарии наиболее вероятных аварий и наиболее опасных по последствиям аварий, а также источники (места) их возникновения;
в) характеристики аварийности, присущие объектам, в отношении которых разрабатывается план мероприятий, и травматизма на таких объектах;
г) количество сил и средств, используемых для локализации и ликвидации последствий аварий на объекте (далее - силы и средства), и их соответствие задачам по локализации и ликвидации последствий аварий;
д) организация взаимодействия сил и средств;
е) состав и дислокация сил и средств;
ж) порядок обеспечения постоянной готовности сил и средств к локализации и ликвидации последствий аварий на объекте с указанием организаций, которые несут ответственность за поддержание этих сил и средств в надлежащей степени готовности;
з) организация управления, связи и оповещения при авариях на объекте;
и) система взаимного обмена информацией между организациями - участниками локализации и ликвидации последствий аварий на объекте;
к) первоочередные действия при получении сигнала об авариях на объекте;
л) действия производственного персонала и аварийно-спасательных служб (формирований) по локализации и ликвидации аварий;
м) мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населения (в случае если в результате аварий на объекте может возникнуть угроза безопасности населения);
н) организация материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по локализации и ликвидации аварий на объекте.
12. Специальные разделы плана мероприятий (планы ликвидации аварий) разрабатываются на основании сведений, содержащихся в общих разделах плана мероприятий, и определяют порядок действий в случае аварий на объекте в соответствии с требованиями, установленными федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности.
Обзор документа
Организации, эксплуатирующие опасные производственные объекты I-III классов опасности, должны иметь планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на таких объектах. Правительство РФ обновило порядок подготовки таких планов и уточнило сроки их действия. Изменились сроки и основания пересмотра планов.
Постановление вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.
Капитальный ремонт скважин
Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.
Комплекс работ КРС включает:
- восстановление работоспособности:
- эксплуатационных колонн,
- цементного кольца,
- призабойной зоны пласта,
Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:
Ремонты при глубине скважины до 1500 метров
Ремонты в скважинах свыше 1500 метров
Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ:
- ликвидация аварий и осложнений,
- исправление смятий или замена участков поврежденных обсадных колонн,
- проведение гидроразрыва пласта;
- работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями;
- ремонты в наклонно-направленных скважинах;
- все виды ремонтно-изоляционных работ;
- все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.
Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.
Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.
Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:
Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.
Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.
Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.
Несоответствием дебита нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.
Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.
Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.
Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважины и закрытие устья.
Читайте также: