Возникновения газонефтеводопроявлений

КЛАССИФИКАЦИЯ

Фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК « Башнефть ».

1. Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть»,а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта под­разделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение от­ветственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологиче­ской службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 ян­варя каждого года по следующим признакам:

1 категория:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатаци­онную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление вы­ше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га­зоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между со­бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо­рации до газового пласта менее 10м;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.

II категория:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м³/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.

III категория:

■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

3. Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их ка­тегории (с расшифровкой скважин 1-11 категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

4. Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы­слов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составле­нии плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремон­та скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экзем­пляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при прове­дении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие серово­дорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со­гласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают­ся предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатиче­скому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер­жание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы­полнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ин­женерно-технические работники (далее - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.

7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке сква­жины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требо­ваниям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безо­пасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при капитальном и текущем ремонте скважин".

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас­сификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремон­ту скважин сервисной организации.

9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи­кации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины V_доп , которую устанавливают равной 1/2 V_пр. , но не более 1.5м³. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП