Типовая инструкция по безопасности работ при исследовании скважины трубным испытателем пластов (ипт)

 

Утверждена 
Приказом Министерства 
топлива и энергетики 
Российской Федерации 
от 12 июля 1996 г. N 178 

Утверждаю 
Член коллегии 
Госгортехнадзора России, 
Начальник Управления 
по надзору в нефтяной 
и газовой промышленности 
Ю.А.ДАДОНОВ 
12 июля 1996 года 

Согласовано 
Постановлением Президиума 
Российского Совета профсоюза 
работников нефтяной, газовой 
отраслей промышленности 
и строительства 
от 12 июля 1996 г. N 4 



ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ 
ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИНЫ 
ТРУБНЫМ ИСПЫТАТЕЛЕМ ПЛАСТОВ (ИПТ) 



Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. - председатель комиссии; Лесничий В.Ф. - зам. председателя комиссии; Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. - члены комиссии. 
Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны научно - техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО "ЛУКойл". Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО "ЛУКойл" и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам. 
Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций. 
Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ. 
Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководством по его эксплуатации. 
Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года инструкции подлежат переизданию. 
В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес научно - технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ "Промышленная безопасность") по адресу: 
103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5. 

Перечень сокращений 

АК - акустический каротаж 
БМК - боковой микрокаротаж 
БК - боковой каротаж 
БКЗ - боковое каротажное зондирование 
ВВ - взрывчатые вещества 
ВМ - изделия из взрывчатых веществ, включая заряды, детонирующие шнуры, средства инициирования 
ВНК - водонефтяной контакт 
ГВК - газоводяной контакт 
ГГК-Л - литоплотностной гамма - гамма - каротаж 
ГГК-П - плотностной гамма - гамма - каротаж 
ГДК - гидродинамический каротаж 
ГИВ - гидравлический индикатор веса 
ГИС - геофизические исследования скважин 
ГК - гамма - каротаж 
ГНК - газонефтяной контакт 
ДК - диэлектрический каротаж 
ДС - диаметр скважины 
ЕПБВР - Единые правила безопасности при взрывных работах 
ИГН - импульсной генератор нейтронов 
ИИИ - источники ионизирующих излучений 
ИК - индукционный каротаж 
ИКЗ - индукционное каротажное зондирование 
ИНК - импульсный нейтронный каротаж 
ИПТ - испытатель пластов на трубах 
ИСФ - индекс свободного флюида 
КВД - коэффициент восстановления давления 
КО - керноотборник на кабеле 
КС - кажущееся сопротивление 
ЛКС - лаборатория каротажной станции 
ЛММ - локатор магнитного металла 
ЛПС - лаборатория перфораторной станции 
МБУ - морская буровая установка 
МК - микрокаротаж 
МНГС - морское нефтегазодобывающее сооружение 
МСП - морская стационарная платформа 
НК - нейтронный каротаж 
ОК - оплетка (броня) каротажного кабеля 
ОПК - опробование пластов на кабеле 
ПБУ - плавучая буровая установка 
ПВА - прострелочный (взрывной) аппарат; прострелочно - взрывная аппаратура. Снаряженный ПВА - аппарат с установленными в нем зарядами ВВ и детонационной цепью. Заряженный ПВА - снаряженный аппарат с установленным в нем средством инициирования. 
ПВР - прострелочно - взрывные работы 
ПЖ - промывочная жидкость 
ПК - каротажный подъемник 
ПС - потенциал самопроизвольной поляризации 
ПТЭ и ПТБЭ - Правила технической эксплуатации и Правила техники безопасности электроустановок потребителей 
ПУЭ - Правила устройства электроустановок 
РВ - радиоактивное вещество 
РК - радиоактивный каротаж 
СГК - спектрометрический гамма - каротаж 
СГП - скважинный геофизический прибор 
СИ - средство инициирования 
СПО - спуско - подъемные операции 
УЭС - удельное электрическое сопротивление 
ФЭС - фильтрационно - емкостные свойства 
ЦЖК - центральная жила каротажного грузонесущего кабеля 
ЭВС - электровзрывная сеть 
ЭСИ - электрическое средство инициирования 
ЯМК - ядерно - магнитный каротаж 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 

Настоящие Инструкции охватывают все основные вопросы, связанные с безопасным ведением геофизических работ в скважинах, при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, исследования подземных вод и подземных газовых хранилищ в пористой среде (далее - скважинах); требования Инструкций распространяются на все предприятия, организации, фирмы (в дальнейшем - предприятия), независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности. 
Инструкции распространяются на геофизические работы в процессе бурения и на законченные бурением скважины с целью получения геологической и технической информации, контроля технологических операций по испытаниям пластов и проведения прострелочно - взрывных работ при эксплуатации скважин и разработке залежей углеводородов. 
Все действующие на предприятиях инструкции и другие нормативные и технические документы должны быть приведены в соответствие с настоящими Инструкциями. 
Геофизические работы должны выполняться специализированными организациями по договорам с организациями, осуществляющими бурение и добычу углеводородов. В договорах определяются взаимные обязательства сторон. 
Объем и комплекс геофизических исследований (ГИС) в процессе бурения скважины, а также требования по безопасности, предъявляемые к объекту и технологии ИПТ и ПВР должны быть регламентированы в соответствующих разделах проекта на строительство скважины. 
Геофизические работы должны выполняться с учетом требований Норм радиационной безопасности, Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правил эксплуатации электроустановок, Единых правил безопасности при взрывных работах и других действующих нормативных документов. 
К руководству геофизическими исследованиями допускаются лица, имеющие высшее, среднее специальное образование или закончившие специальные курсы, дающие право ведения этих работ. 
К работе по обслуживанию геофизической аппаратуры и оборудования допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и проверку знаний по основным и совмещаемым профессиям. 
Типовые инструкции по безопасности при геофизических работах содержат: 
- сведения по организации геофизических работ; 
- сведения о назначении методов ГИС и решаемых ими задачах; 
- основные и дополнительные комплексы исследований; 
- требования к применяемой аппаратуре, оборудованию, кабелю, вспомогательным приспособлениям и устройствам, применяемым при проведении ГИС; 
- требования по подготовке скважины и проведению ГИС, ИПТ и ПВР; 
- сведения о возможных авариях при геофизических работах и способах их ликвидации. 
Типовые инструкции построены с учетом технологической последовательности выполнения геофизических работ при бурении, заканчивании скважин, контроле технического состояния (ГИС), испытании (ИПТ), вторичном вскрытии пластов (ПВР) и обеспечении информацией в процессе разработки залежей углеводородов: 
- по безопасности при ГИС в процессе бурения скважин; 
- по безопасности работ при исследовании скважин трубными испытателями пластов (ИПТ); 
- по безопасности исследования технического состояния ствола скважин, труб и затрубного пространства; 
- по безопасности взрывных работ (ПВР) при строительстве и эксплуатации скважин; 
- по безопасности при исследованиях фонда скважин для контроля разработки залежей нефти и газа. 
Ряд положений и требований Инструкций имеют прямое действие, другие должны служить основой для разработки документов предприятий с учетом конкретных условий региона. 
Настоящие инструкции разработаны НТЦ "Промышленная безопасность" Госгортехнадзора России в развитие действующих правил с целью уточнения и конкретизации их требований применительно к особенностям производственного процесса ГИС, ИПТ и ПВР в скважинах. При разработке инструкций учтены и обобщены требования отраслевых и ведомственных нормативных и руководящих документов, регламентирующих организацию и выполнение геофизических работ с точки зрения обеспечения их безопасности. Учтен накопленный опыт применения новых технических средств и технологий. 
Инструкции предназначены для инженерно - технических работников геофизических, геологоразведочных, буровых, нефтегазодобывающих и иных добывающих предприятий, связанных с проектированием, обеспечением и выполнением геофизических работ в скважинах. 
Настоящие инструкции являются типовыми и регламентируют требования безопасности при ТИС и ПВР, виды и методы которых определены действующей Технической инструкцией по проведению ГИС, ИПТ, ПВР, выполняемых с применением освоенных производством и допущенных органами надзора к применению технических средств и технологий. 
При применении новых технических средств и технологий, выполнение ГИС, ПВР в особых, не учтенных настоящими Инструкциями условиях, производственные геофизические организации (предприятия) вправе разрабатывать и утверждать по согласованию с органами госгортехнадзора местные инструкции, не противоречащие требованиям правил. 


1. Задачи и общие требования 

1.1. Работы по исследованию скважины ИПТ, включая подготовку инструмента, погрузку - разгрузку и транспортировку, сборку и разборку ИПТ на скважине, подготовку скважины и ее испытание ИПТ необходимо выполнять в соответствии с требованиями данной Инструкции, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и положениями руководства по эксплуатации ИПТ. 
1.2. Трубным испытателем пластов разрешается исследование скважины любой категории в открытом стволе и (или) в колонне для поиска продуктивных пластов в перспективных интервалах с неустановленными характеристиками насыщения и продуктивности или для решения специальных задач. 
1.3. На каждый спуск ИПТ необходимо составлять план работ установленной формы с конкретными характеристиками процесса, обеспечивающими безаварийность, безопасность работ и охрану окружающей среды. В плане указывается ответственный исполнитель работ. План утверждается техническим руководителем предприятия бурения и предприятия, выполняющего испытание скважины. 
При испытании объекта с повышенным содержанием сероводорода план работ согласовывается с госгортехнадзором и противофонтанной службой. 
1.4. Результаты каждого спуска ИПТ оформляются актом установленной формы с обязательным указанием технической успешности работ, имевших место осложнений или аварий. 
1.5. Необходимо иметь типовую схему обвязки устья скважины (возможны два - три варианта) при испытании скважины ИПТ. 
Схема должна быть согласована с органами госгортехнадзора и противофонтанной службы. 
1.6. Операция по испытанию скважины ИПТ имела место, если какой-либо из узлов ИПТ опускался в скважину ниже стола ротора. 
1.7. Обвязка устья скважины должна обеспечивать: 
прямую и обратную циркуляцию бурового раствора под давлением; 
надежный, интенсивный и контролируемый долив скважины; 
контроль за положением уровня раствора в скважине; 
надежный контроль за активностью проявления объекта испытания; 
извлечение притока обратной циркуляцией, его дегазацию, отвод за пределы буровой, сбор и замер компонентов жидкой фазы, сжигание пластового флюида в факеле; 
глушение скважины в трубы и в кольцевое пространство при угрозе аварийного фонтанирования. При этом обязательно присутствие противофонтанной службы и наличия цементировочного агрегата. 
1.8. Верхняя труба колонны бурильных труб над ИПТ обвязывается контрольной головкой - вертлюгом с аварийным запорным краном и рабочим манифольдом из металлических труб с шарнирными быстросъемными соединениями. Манифольд имеет рабочий запорный кран, который при испытании располагается на полу буровой. Перед рабочим краном должны быть два штуцерных отвода с вентилями для присоединения показывающего манометра и резинового шланга (для контроля притока малой интенсивности). После рабочего крана манифольд должен соединяться с выкидом превентора. 
Набор труб и шарниров манифольда должен обеспечивать возможность перемещения колонны труб над ротором на высоту до 5 м без отсоединения манифольда. 
1.9. Допускается испытание скважины с обвязкой спущенной колонны ведущей бурильной трубой (квадратом) с вертлюгом и шлангом буровой установки (со страховым тросом или цепью), если рабочее давление шланга не менее чем в 1,5 раза превышает ожидаемое на устье давление. В этом случае испытание выполняют без выпуска пластового флюида на поверхность. 
1.10. Испытание скважины с выпуском пластового флюида на поверхность допускается при повторном спуске ИПТ, когда известно давление и насыщение пласта. 
Необходимо определить максимально возможное снижение давления в трубах и обеспечить устойчивость труб против внешнего давления, против внутреннего давления (при закрытом кране устьевой головки) и устойчивость пакера. Металлический манифольд устьевой головки необходимо крепить к фермам буровой установки. 
1.11. Допускается испытание скважины при поглощении бурового раствора (отсутствие уровня на устье), при проявлении скважины без угрозы аварийного фонтанирования и при наличии на забое постороннего металла. 
Такое испытание выполняют без выпуска пластового флюида на поверхность, по специальному плану, с дополнительными мерами обеспечения безопасности и безаварийности работ. 
1.12. При испытании объекта с повышенной концентрацией сероводорода и токсичных газов (выше ПДК) необходимо соблюдение следующих требований: 
обеспечить всех исполнителей средствами индивидуальной защиты и выполнять все операции в соответствии с требованиями безопасности при работах в условиях повышенной концентрации сероводорода; 
иметь дополнительный контроль (датчик) сероводорода у выкида манифольда (в процессе притока) и у верхнего конца колонны бурильных труб (при подъеме ИПТ); 
контрольная головка, манифольд и забойный пробоотборник должны быть изготовлены из антикоррозионного металла; 
контрольная головка должна иметь дистанционное управление краном аварийного закрытия; 
подъем ИПТ производить с предохранительными пробками. Над ротором в муфту замкового соединения каждой свечи перед ее подъемом навинчивают пробку. Пробку снимает верхний рабочий после полного отворота свечи, если в процессе ее отворота и отсоединения отсутствует выход газа или жидкой фазы; 
запрещается испытание объекта с выпуском пластового флюида на поверхность; 
вызов притока разрешается производить только в дневное время; 
на последнем долблении (промывке) перед спуском ИПТ колонна бурильных труб и обсадная колонна обрабатываются ингибитором удвоенной концентрации (объема), в буровой раствор и в жидкость долива вводится удвоенная доза нейтрализатора сероводорода. Узлы ИПТ выдерживаются не менее шести часов в ингибиторе; 
после испытания узлы ИПТ подвергаются дефектоскопии для обнаружения сероводородного "растрескивания"; 
извлекаемый на поверхность пластовый флюид сжигается на факельной установке ПВО. 
1.13. При испытании коллекторов с газоконденсатом, с углеводородным газом, с сероводородом высокой концентрации на дорогах в зоне расположения скважины на расстоянии не ближе 250 м необходимо установить предупредительные знаки об опасности и выставить посты. 
1.14. Испытание скважины ИПТ разрешается, если на скважине имеются следующие технические документы: 
геолого - технический наряд (режимно - технологическая карта), регламентирующий конструкцию скважины и характеристики бурового раствора; 
технические паспорта на установленное оборудование (индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое оборудование и обвязку); 
акты на опрессовку противовыбросового оборудования и последней обсадной колонны; 
план ликвидации аварийного фонтанирования и пожара; 
акты на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны; 
акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованию скважины ИПТ; 
план на испытание скважины ИПТ. 
1.15. Испытание скважины ИПТ запрещается в случаях: 
неисправности бурового оборудования, инструмента; 
отсутствия противовыбросового оборудования; 
проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования (степень опасности определяется ответственным руководителем работ); 
неполного состава вахты; 
использования в составе вахты стажеров (учеников); 
отсутствия документации по п. 2.1; 
отсутствия ответственного руководителя работ. 

2. Подготовка скважины к испытанию 

2.1. В процессе последних перед спуском ИПТ долблений необходимо: 
проверить и обеспечить исправность системы СПО (вышка, талевая система, лебедка, гидромат, индикатор веса); 
проверить исправность противовыбросового оборудования, противовыбросовой и гидравлической обвязки; 
проверить систему долива скважины; 
проверить систему освещения; 
проверить систему дегазации раствора; 
проверить и обеспечить исправность установленного оборудования и инструмента; 
привести в соответствие с геолого - техническим нарядом характеристики бурового раствора; 
проработать ствол скважины в интервалах посадок и затяжек до полного их устранения; 
проверить и обеспечить герметичность резьбовых соединений колонны бурильных труб; 
проверить и обеспечить наличие на буровой регламентированного объема бурового раствора; 
проверить и обеспечить наличие на буровой документации по п. 2.1.14. 
2.2. Необходимо определить и включить в план работ: 
диаметр забойного штуцера; 
планируемое снижение давления в трубах; 
допустимое давление на превенторе и на контрольной головке (в бурильных трубах); 
допустимую нагрузку на крюке при "расхаживании" бурильного инструмента с ИПТ; 
безопасную продолжительность пребывания ИПТ на забое. 
2.3. Во избежание проявления скважины после снятия пакера следует выполнить расчет репрессии на пласт из условия заполнения интервала испытания (под пакером) газом. При необходимости, для обеспечения противодавления на пласт следует уменьшить длину интервала испытания или увеличить плотность бурового раствора. 
2.4. Последнюю перед спуском ИПТ промывку скважины выполнять в объеме 1,5 цикла циркуляции. Первые 30 мин. промывать скважину с долотом на забое. 
2.5. Иметь на буровой 2 - 3 бурильных трубы разной длины патрубка, чтобы обеспечить установку контрольной головки при испытании в интервале 0,5 - 2 м над ротором. 

3. Компоновка и сборка узлов ИПТ на скважине 

3.1. Компоновка ИПТ должна обязательно включать циркуляционный клапан или узел, его заменяющий, обеспечивающий быстрое и надежное восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины ИПТ. 
3.2. Испытатель пластов (приемный клапан) должен обеспечивать надежное и быстрое перекрытие притока пластового флюида в трубы. 
3.3. Обязательна установка забойного штуцера. 
Повторный спуск ИПТ на объекте известной продуктивности допускается без забойного штуцера. 
3.4. При спуске ИПТ в скважину для подбора длины труб над ИПТ (для правильной установки контрольной головки) запрещается использовать бурильные трубы, которые ранее в колонне бурильных труб на этой скважине не использовались. 
3.5. Перед началом работ с ИПТ и с каждой последующей вахтой (сменой) ответственный руководитель проводит инструктаж по технологии и безопасности работ с записью в журнале. 
3.6. При сборке звеньев над ротором замковые резьбы закрепляются машинными ключами. 
3.7. При сборке и креплении узлов ИПТ над ротором с проворотом этих узлов вправо необходимо следить, чтобы не было самопроизвольного отворота правых резьб, расположенных выше ключа. Для этого на соединениях с правыми резьбами делают вертикальные метки (мелом) и следят за положением этих меток (при отвороте резьбы метка "расходится"). 

4. Спуск - подъем ИПТ. Испытание скважины 

4.1. При спуске ИПТ осуществлять непрерывный контроль за положением уровня в скважине и показаниями индикатора веса. Не допускать посадок более 6 т. 
4.2. Все соединения обвязки верхней трубы перед началом испытания опрессовать на рабочее давление. 
4.3. Перед пакеровкой скважины определить всю массу на крюке при движении ИПТ вверх (на первой скорости) и в покое. Определить число оборотов "отдачи" ротора после вращения инструмента. 
4.4. В процессе испытания объекта непрерывно следить за положением уровня раствора в скважине и активностью проявления пласта. 
4.5. Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снимать пакер в случаях: 
появления на устье пластового флюида или жидкости долива; 
резкого падения уровня раствора в скважине; 
возникновения перелива раствора из скважины; 
при очень высокой активности притока, с появлением давления на контрольной головке. 
4.6. При прокручивании инструмента, для перехода на регистрацию КВД, число оборотов ротора на один прием должно быть не более 3 + п, где п - число оборотов "отдачи" ротора. 
4.7. После снятия пакера запрещается производить разборку устьевой обвязки и подъем ИПТ до полного прекращения выхода из труб воздуха (жидкости долива, пластового флюида). 
Перед "расхаживанием" колонны труб и ИПТ с максимальной нагрузкой на крюке трубы заполняют буровым раствором, проверяют точность показаний ГИВ и повторяют эту проверку через каждые 30 мин. "расхаживания". 
Верхнюю бурильную трубу с контрольной головкой в сборе и с открытым аварийным краном при подъеме ИПТ следует уложить так, чтобы при необходимости можно было быстро поднять ее и соединить с колонной труб. 
4.8. При подъеме ИПТ скважину непрерывно доливают буровым раствором. При появлении труб с жидкостью на устье присоединяют к ним контрольную головку с манифольдом. Открывают циркуляционный клапан. Обратной промывкой извлекают приток из труб. Циркуляцию продолжают до полного выравнивания давления в трубах и в скважине. 
Подъем ИПТ с розливом жидкости притока вокруг ротора ("с сифоном") разрешается только в осложненных ситуациях (например, когда циркуляционный клапан не удается открыть). В этом случае необходимы дополнительные противопожарные меры и меры безопасности (использовать противоразбрызгиватель, смывать раствор, нефть вокруг ротора струей воды, работать в респираторах или противогазах). 
4.9. При появлении в процессе испытания или подъема ИПТ сероводорода работы продолжать в соответствии с п. 2.1.12. 
4.10. При раскреплении замковых резьб между испытателем пластов и запорным поворотным клапаном следует соблюдать осторожность, т.к. в полости этих узлов возможно высокое давление. 
4.11. Отбор проб из труб и пробоотборника, раскрепление узлов ИПТ следует выполнять с соблюдением мер безопасности, обязательных при работе с сосудами высокого давления и возможного присутствия токсичных газов. 
4.12. При испытании скважины ИПТ в комплексе с физико - химическим воздействием на пласт (солянокислотная обработка пласта) при разборке ИПТ соблюдать меры, исключающие возможность химического ожога работающих. 
4.13. Проверять радиоактивность притока и проб при первом испытании объекта на данной площади и на скважинах, где применялись радиоактивные вещества (долгоживущие изотопы, нейтронные излучатели). 
4.14. В процессе испытания скважины запрещается: 
присутствие на скважине посторонних лиц; 
плановый ремонт установленного оборудования; 
газосварочные и другие огневые работы; 
выключение (остановка) двигателей привода лебедки (ДВС) в период притока и регистрации КВД. 
4.15. Запрещается после подъема ИПТ оставлять скважину без спуска в нее бурильных труб. 
4.16. При спуске долота в скважину и на первом цикле циркуляции после испытания ИПТ нефтегазонасыщенного пласта необходимо принять дополнительные меры предосторожности против возможного нефтегазопроявления скважины за счет извлечения на поверхность объема пластового флюида, оставшегося в интервале испытания. 

5. Предупреждение, раннее обнаружение и ликвидация 
осложнений и аварий при испытании скважины ИПТ 

5.1. Испытание скважины ИПТ осложненное, если при этом имели место несанкционированные отклонения от штатного режима работ (по любым причинам). 
Испытание скважины аварийное, если при его выполнении возникшее осложнение завершилось поломкой (выходом из строя) оборудования или инструмента, прихватом инструмента, неконтролируемым фонтанированием скважины и т.п. с материальным ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации аварии. 
5.2. Для исключения аварий и снижения количества осложнений необходимо: 
выполнение работ квалифицированными исполнителями; 
полное и точное соблюдение технических требований по обслуживанию ИПТ; 
соблюдение технических условий эксплуатации бурового оборудования и инструмента; 
соблюдение требований правил; 
соблюдение положений данной инструкции. 
5.3. Для раннего обнаружения осложнения или аварийной ситуации при испытании скважины ИПТ необходимо: 
постоянно следить за показаниями индикатора веса, контролировать соответствие фактических показателей с расчетными; 
следить за поведением уровня раствора в скважине, интенсивностью выхода раствора при спуске ИПТ, положением уровня раствора в покое, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске ИПТ) и долитого в скважину (при подъеме ИПТ); 
периодически контролировать отсутствие движения воздуха из полости спущенных в скважину труб при СПО с ИПТ и при испытании пласта; 
постоянно следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда. Активность проявления наблюдается по выходу воздуха из опущенного под уровень воды свободного конца шланга. 
5.4. Аномальное отклонение какого-либо из показателей по п. 2.5.3 является признаком возникновения осложнения или аварийной ситуации. 
5.5. Аномальное снижение (посадка) или повышение (затяжка) веса на крюке. Прихват инструмента. 
Аномальным является отклонение веса на крюке более 6 т. При появлении такой аномалии операцию следует продолжить на сниженной скорости. Если при спуске ИПТ снижение веса (посадка) увеличивается или сохраняется на протяжении 20 - 30 м, ИПТ необходимо поднять и повторить подготовку скважины. 
Если при подъеме ИПТ затяжка сохраняется, нужно поднимать ИПТ со сниженной скоростью, периодически проверять наличие свободного хода вниз, опуская ИПТ на несколько метров. 
При увеличении затяжек приступить к "расхаживанию" инструмента. Если затяжки остаются или увеличиваются, если инструмент окажется "прихвачен", необходимо долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию (обратной циркуляцией извлечь приток) и продолжать "расхаживать" несколько часов. Вызвать мастера по сложным работам. Ликвидацию прихвата осуществлять по специальному плану (нефтяная ванна, отворот в безопасном переводнике, обуривание оставленного инструмента или цементный мост и "уход" в сторону). 
5.6. Аномальное снижение уровня раствора в скважине. 
5.6.1. Снижение с низкой интенсивностью уровня раствора в скважине при спуске ИПТ - признак возникновения негерметичности бурильных труб над ИПТ или поглощения раствора. Уточняют причину, контролируя выход воздуха из труб. В зависимости от интенсивности снижения и расстояния ИПТ от объекта испытания определяется решение: продолжить операцию (если есть возможность передачи депрессии на пласт и нет угрозы проявления скважины) или поднимать ИПТ и устранить причину осложнения. При возникновении такого осложнения в процессе испытания или при подъеме ИПТ продолжить испытание с непрерывным доливом скважины. 
5.6.2. Резкое снижение уровня в скважине при спуске ИПТ возможно в результате смятия (обрыва) трубы, открытия циркуляционного клапана, открытия приемного клапана пластоиспытателя (при посадках). Необходимо спуск ИПТ прекратить, приподнять инструмент на 2 - 3 м, интенсивно доливать скважину. Если через 2 - 3 мин. уровень не восстанавливается, поставить инструмент в ротор, соединить колонну труб с головкой - вертлюгом, восстановить циркуляцию (при проявлении скважины с закрытым превентором), выровнять раствор, поднять ИПТ для устранения причин осложнения. 
5.6.3. Резкое падение уровня в скважине при установке пакера или в процессе испытания объекта (на притоке, при регистрации КВД) - это потеря герметичности пакеровки. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде, приподнять инструмент на 2 - 3 м (закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер) и долить скважину. Поднимать ИПТ для устранения причин осложнения. 
5.6.4. Резкое снижение уровня в скважине при снятии пакера и (или) при подъеме ИПТ. 
Причинами могут быть обрыв труб (сопровождается снижением веса на крюке) или самопроизвольное открытие циркуляционного клапана. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде и интенсивно доливать скважину. Восстановить циркуляцию (при необходимости - с закрытым превентором, под давлением), выравнять раствор и поднимать ИПТ для устранения причин и последствий осложнения (аварии). 
5.6.5. Самопроизвольный перелив раствора из скважины свидетельствует о ее "проявлении". 
При появлении перелива необходимо: 
- закрыть превентор; 
- оценить положение труб в скважине и принять необходимые меры по устранению проявления. 
5.6.6. Перелив пластового флюида или жидкости долива из труб. 
Если перелив прекращается при перемещении труб вверх, имело место открытие приемного клапана ИПТ на посадке. Необходимо скважину долить, спуск ИПТ продолжить, не допуская длительных (более 10 - 15 сек.) посадок. После каждой посадки приподнимать инструмент на 2 - 3 м, чтобы вернуть клапан ИПТ в исходное положение. 
Если перелив из труб при подъеме ИПТ не прекращается, такой перелив возможен при самопроизвольном открытии циркуляционного клапана, при смятии и (или) обрыве труб (снижается вес на крюке). В этом случае, интенсивно доливая скважину, необходимо присоединить трубу с промывочной головкой, восстановить циркуляцию, выровнять раствор и поднимать ИПТ. 

Перелив из труб в процессе испытания объекта 

Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине, необходимо, интенсивно заполняя скважину раствором, приподнять инструмент (закрыть приемный клапан ИПТ) и, доливая скважину, снять пакер, поднять ИПТ. 
Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в скважине, необходимо перейти на регистрацию КВД, закрыть рабочий кран на устье. При появлении давления на устье (в трубах) - периодически "стравливать" газ. Если давление не снижается, закрыть ИПТ, снять пакер и, "расхаживая" инструмент, периодически "стравливать" газ из труб до полного падения избыточного давления. Поднимать ИПТ в обычном режиме после полного прекращения выхода из труб газа (воздуха). 

Перелив из труб при снятии пакера или при подъеме ИПТ 

Если такой перелив сопровождается падением уровня в скважине, работы выполнять в соответствии с п. 2.5.6.4. 
Если уровень в скважине стабилен, подъем ИПТ остановить, обвязать трубы контрольной головкой и отводить поступающий флюид за пределы буровой до полного прекращения выхода воздуха из труб. При интенсивных выбросах жидкой фазы закрыть рабочий кран на устье и периодически выпускать из труб газ с минимумом жидкости, чтобы исключить существенное снижение давления столба жидкости в трубах. 
5.6.7. Повышенная "просадка" инструмента при пакеровке скважины. 
"Просадка", длина перемещения бурильной колонны вниз при пакеровке скважины при частичной "разгрузке" труб на забое, считается нормальной, если удовлетворяет условию: 

l < l + 0,5H/1500, 

где: 
l - суммарная величина осевого перемещения (свободного хода) узлов ИПТ, м. При осевом сжатии колонны труб на эту величину уменьшается длина компоновки ИПТ; 
H - глубина скважины (глубина спуска ИПТ), м. 
Среднестатическая длина перемещения колонны труб при стандартном режиме работ составляет не более 0,5 м на 1500 м глубины скважины. 
Если фактическая "просадка" инструмента l превышает нормальную (l) - имеет место аномальная "просадка" инструмента. 
Если l < 1 м, процесс продолжается. При дальнейшем увеличении "просадки" - необходимо ИПТ приподнять на 3 - 4 м. 
При отсутствии затяжек более 6 т повторить пакеровку скважины, допуская аномальную "просадку" до 2 м. Если при этом "просадка" продолжается или если после аномалии до 1 м при первой попытке появилась затяжка более 6 т, необходимо поднимать ИПТ и повторить подготовку скважины, обеспечив чистоту забоя (при опоре на забое) или прочность цементного камня (при опоре на цементный мост). 
5.6.8. Нефтегазовые выбросы и аварийное фонтанирование скважины при испытании ее ИПТ. 
Аварийное фонтанирование скважины при испытании ее ИПТ возможно только в случае нарушения ТУ на бурение и испытание скважин и в результате позднего обнаружения возникшего осложнения или неправильного ведения работ по его ликвидации. 
Наиболее распространенные причины аварийного фонтанирования скважины при испытании ее ИПТ: 
систематический недолив скважины при подъеме ИПТ или безконтрольный долив; 
"поршневание" пакера при подъеме ИПТ, существенно снижающее давление под пакером; 
испытание газонасыщенного пласта высокой продуктивности без обеспечения герметичности резьбовых соединений колонны труб над ИПТ. 
Содержание работ при возникновении аварийного фонтанирования зависит от его интенсивности и должно быть направлено на обеспечение безопасности работающих, противопожарной безопасности, локализации фонтанирования и установления контроля над ним, на ограничение активности и последующую ликвидацию. 
При возникновении аварийного фонтанирования (выброса) из скважины в кольцевое пространство, если это случилось при испытании объекта, необходимо закрыть ИПТ, приподняв инструмент. Во всех случаях, при возможности, необходимо установить трубы так, чтобы ближайшее замковое соединение находилось на 0,5 м над ротором, и закрыть превентор. 
Контролируя давление в скважине, присоединить устьевую головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан. Восстановить обратную циркуляцию, заполнить скважину свежим (более тяжелым) раствором и ликвидировать проявление. 
Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, под превентором накапливается газ. Когда давление поднимается до 90% от допустимого, необходимо "стравливать" давление, периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора. 
При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо: 
остановить работы, выключить все двигатели, если из скважины выбрасывается нефть и газ; 
установить верхнее замковое соединение на 0,5 - 1 м над ротором и выключить двигатели до окончания выброса. 
По мере снижения активности выброса из труб присоединить циркуляционную головку, заполнить трубы раствором, открыть циркуляционный клапан.
Обратной циркуляцией извлечь приток, выровнять раствор до ликвидации проявления. 

 

Посмотреть в PDF