Сопоставимость классов взрывоопасных зон

№ п/п	Класс и характеристика взрывоопасной зоны по ПУЭ	Класс и характеристика взрывоопасной зоны
1	2	3
	В-1	Зона 0
1.	Пространство закрытых помещений при установленных в них открытых технических устройствах, аппаратах, емкостях	Пространство, в котором постоянно или в течение длительного времени присутствует взрывоопасная смесь
	В-1а	Зона 1
2.	Пространство закрытых помещений при установленных в них закрытых технических устройствах, аппаратах, емкостях	Пространство, в котором возможно присутствие взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях
	В-1а	Зона 1
3.	Открытые пространства вокруг открытых технических устройств, аппаратов, емкостей (граница зон оговариваются особо)	Пространство, в котором возможно присутствие взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях
	В-1г	Зона 2
4.	Открытые пространства вокруг закрытых технических устройств, аппаратах, емкостей	Пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси, а в случае ее появления она существует только в течение короткого периода времени

Примечание: Любые закрытые помещения, имеющие сообщение с взрывоопасными зонами классов 0 и 1 (двери, окна, вентиляционные отверстия и т.п.), считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.

17. Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений, прочих осложнений

Для предупреждения возникновения нефтегазоводопроявлений, осложнений и аварий необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, М., 2003г., нижеименуемыми “Правила [4]" и "Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов...”, РД 08-254-98, М., 1998г. [63].

17.1. Предупреждение нефтегазоводопроявлений.

Неправильное выполнение отдельных технологических операций приводит к нарушению равновесного состояния в системе скважина - пласт.

Возникновение нефтегазопроявлений связано с превышением пластового давления над забойным. Снижение забойного давления, обусловливающее поступление пластового флюида в ствол скважины, происходит по следующим причинам:

- использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в т.ч. при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;

- недолив скважины при подъеме бурильного инструмента;

- установка ванн жидкостью с меньшей плотностью;

- долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;

- зависание бурового раствора и седиментационные процессы;

- поршневание при подъеме бурильного инструмента с большой скоростью либо при сальникообразовании;

- ошибки в определении пластового давления во вскрываемом пласте;

- поглощение бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения нефтегазопроявления в процессе вскрытия продуктивных пластов:

Прямые:

- увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях;

- увеличение относительной скорости выходящего из скважины потока бурового раствора при неизменной подаче насосов;

- повышение нефтегазосодержания в буровом растворе;

- перелив бурового раствора из скважины при отключенных буровых насосах;

- уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора.

Косвенные:

- увеличение механической скорости бурения;

- снижение давления на буровых насосах (стояке);

- поглощение бурового раствора;

- изменение параметров бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения нефтепроявления при проведении спускоподъемных операций:

- увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильного инструмента (в приемных емкостях);

- уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

Признаки раннего обнаружения нефтепроявления при полностью поднятом из скважины бурильном инструменте и при длительных остановках:

- перелив бурового раствора из скважины;

- падение уровня в скважине из-за поглощения бурового раствора;

- увеличение давления на манометрах при загерметизированном устье скважины.

Для предупреждения нефтеводопроявлений следует выполнять следующие МЕРОПРИЯТИЯ:

17.1.1. К работам на скважинах с возможными нефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при нефтегазоводопроявлениях” в специализированных учебных центрах (комбинатах), имеющих соответствующую лицензию.

Аттестация рабочих, руководящих работников и других специалистов, участвующих в процессе строительства скважины, производится в соответствии с требованиями пунктов 1.7.21.7.6; 1.3.10, 1.3.11 Правил [4] и Положения [73].

17.1.2. Мероприятия, связанные с обвязкой устья скважины после цементирования обсадной колонны и проверкой герметичности оборудования устья обсадной колонны и цементного кольца:

17.1.2.1. После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной своей частью оборудования устья ОКК1-21-168х245 ХЛ (см. таблицу 9.12 проекта и схему в приложениях к проекту).

17.1.2.2. При углублении под удлиненный кондуктор  245 мм продуктивных нефтегазовых пластов вскрыто не будет.

Поэтому на направление не устанавливается противовыбросовое оборудование.

При углублении под эксплуатационную колонну  168 мм будут вскрыты газонефтяные пласты Ю₁¹, Ю₁² пластовое давление в которых ожидается близким к гидростатическому (Кан=1,01). Поэтому при бурении под эксплуатационную колонну на удлиненный кондуктор предусматривается установка ПВО ОП5-230/80х35 в составе трех превенторов: превенторов плашечных ПП-230х35 (2шт.), превентора универсального кольцевого ПК-230х35 (1 шт.).

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны  168 мм устье обвязывается окончательно колонной головкой ОКК1-21-168х245 ХЛ.

В соответствии с требованиями пункта 2.7.6.4 схема обвязки ПВО устья для бурения скважин должна быть разработана буровым предприятием и согласована с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. В проекте приведена принципиальная схема обвязки устья ПВО для бурения.

Для перфорации на репрессии (на растворе KCl с =1,07 г/см³) по основному варианту перфорации, после спуска НКТ производится обвязка устья скважины малогабаритным ПВО ПМТР2-156х35.

Для проведения работ по СПО НКТ при вскрытом перфорацией объекта, в т.ч. интенсификации притока нефти, устье скважины обвязывается малогабаритным ПВО ПМТР2-156х35.

Для вызова притока свабированием при всех вариантах перфорации используется фонтанная арматура с лубрикатором.

Перед спуском ЭЦН на устье также монтируется малогабаритное ПВО ПМТР2-156х35 с трубно-кабельными плашками и центратором.

Спецификация ПВО приведена в таблице 9.12 проекта.

17.1.2.3. Выбор оборудования обвязки устья и блоков превенторов в проекте произведен из максимального рабочего устьевого давления, которое может возникнуть при углублении скважины и нефтепроявлении (выбросе) и закрытом устье скважины или при испытании объектов в колонне.

17.1.2.4. Давление опрессовок обсадных колонн, межтрубного пространства и обвязок устья скважины приведены в таблице 9.6 проекта:

17.1.2.4.1. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При строительстве скважин с кустовых площадок сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

17.1.2.4.2. После монтажа превенторной установки и до разбуривания цементного стакана и башмака кондуктора, эксплуатационной колонны превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

- 100 кгс/см² (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см² (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

Дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора РФ [4].

17.1.2.4.3. Цементное кольцо у башмака кондуктора, после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1-3м опрессовывается на расчетное давление в соответствии с формулами (1) и (2) "Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность", [38]. Численные значения приведены в таблице 9.6 проекта.