Приложение 11. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ, УДОВЛЕТВОРЯЮЩИХ УСЛОВИЯМ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА" (РБ-2023)

1. Рекомендуется провести исследования для получения количественных и качественных характеристик параметров межколонных проявлений, поиска возможных источников и путей миграции межколонных флюидов, оценки степени опасности межколонного проявления.

2. Исследования скважин с МКД могут проводиться силами эксплуатирующих организаций или с привлечением сторонних подрядных организаций, имеющих соответствующее оборудование, квалифицированный персонал и допуск к выполнению данного вида работ.

3. Исследования скважин с МКД рекомендуется проводить в следующих случаях:

- после первичного обнаружения МКД;

- при увеличении межколонного давления до величины 70% и более от предельно допустимого для данного межколонного пространства;

- при подготовке документации для экспертизы промышленной безопасности скважин;

- до и после проведения ремонтных работ или мероприятий, направленных на ликвидацию межколонного проявления.

При отсутствии данных о величине предельно допустимого МКД для данного МКП, подтвержденного инструментальными замерами, его значение рекомендуется оценивать по номинальным значениям прочностных характеристик обсадных колонн.

4. Комплекс работ по исследованию скважин с МКД как правило предусматривает проведение следующих мероприятий:

- регистрацию межколонных, трубного и затрубного давлений;

- отбор проб межколонного флюида;

- стравливание межколонного флюида и определение пустотного объема МКП;

- определение расхода флюида из МКП при установившемся режиме стравливания;

- снятие кривых восстановления и стабилизации МКД после стравливания;

- оценку герметичности МКП.

При первичной диагностике скважины с МКД как правило выявляются следующие характеристики:

- величина межколонного давления;

- расход флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания;

- физические свойства и химический состав межколонного флюида;

- параметры восстановления давления в МКП (КВД);

- пустотный объем МКП.

При наличии информации о физических свойствах и химическом составе межколонного флюида отбор проб можно не проводить.

5. Исследования скважин с МКД рекомендуется проводить на основании наряда-допуска и в соответствии с программой работ, утверждаемой главным геологом филиала эксплуатирующей организации. Конкретный порядок и объемы работ могут быть уточнены для каждого ПХГ.

6. Результаты исследований скважин с МКД оформляются актом. Форма акта приведена в приложении N 12 к настоящему Руководству.

7. Результаты всех последующих работ по определению показателей межколонных проявлений для оценки тенденций их изменения сравниваются между собой и с результатами первичных исследований.

Рекомендуемый порядок проведения работ по исследованию
скважин с межколонными проявлениями

Подготовительные работы

8. Рекомендуется провести замер воздушной среды приустьевого участка скважины на содержание сероводородного газа. При наличии сероводородного газа проводить исследования не рекомендуется.

9. Рекомендуется провести визуальный осмотр приустьевого участка скважины, колонной головки, фонтанной арматуры и оборудования МКП.

Приустьевой участок скважин в зависимости от конструкции обвязки устья может включать:

- при обвязке устья оборудованием обвязки колонн - зону, ограниченную сверху корпусом нижней колонной головки, снизу верхним срезом направления;

- при обвязке устья колонным фланцем - зону, ограниченную сверху сварным швом с фланцем устьевого оборудования, снизу - верхним срезом направления.

10. Рекомендуется измерить давление в межколонных, затрубном и трубном пространствах скважины.

11. При наличии нескольких МКП комплекс дальнейших действий рекомендуется осуществлять последовательно для каждого МКП в отдельности. При проведении исследований на одном МКП, в остальных межколонных пространствах рекомендуется регистрировать изменение давления. Исследования, как правило, начинаются с внутреннего межколонного пространства.

12. При наличии поверхностных газопроявлений рекомендуется стравить газ из МКП и визуально определить наличие или отсутствие изменения в характере проявлений давления в МКП. Наличие связи между величиной МКД и интенсивностью поверхностных газопроявлений может свидетельствовать о негерметичности межколонного пространства. Дальнейшая эксплуатация такой скважины возможна после проведения специальных исследований для выявления конкретных причин межколонного давления.

13. При отсутствии поверхностных газопроявлений, обусловленных МКД в данной скважине, может проводиться проверка герметичности МКП инертным газом или газом, который подается из трубного пространства.

Определение расхода межколонного флюида

14. Из межколонного пространства рекомендуется стравить газ до установления постоянного расхода или до нуля, а также зафиксировать время стравливания до установления постоянного расхода или до нуля.

15. К запорной арматуре межколонного пространства подсоединяется устройство для измерения расхода газа. Расход флюида из межколонного пространства рекомендуется измерять при установившемся режиме стравливания. Выбор измерительного устройства осуществляется в зависимости от интенсивности истечения межколонного флюида. Подсоединение измерительного устройства при наличии жидкой фазы проводится через сепаратор. При полном стравливании расход межколонного флюида можно принять равным нулю.

Регистрация кривой восстановления давления

16. Для регистрации КВД рекомендуется использовать электронные или механические самопишущие манометры. Межколонное пространство закрывают на восстановление давления. При длительном периоде восстановления давления возможна дискретная регистрация МКД с интервалом в одни сутки. Измерения с целью построения КВД проводятся до полного (максимального) восстановления МКД.

Отбор проб межколонного флюида

17. Пробы межколонного флюида обычно отбираются в начале и в конце стравливания. Также может отбираться проба флюида из затрубного пространства. Рекомендации по требованиям к отбору проб отражены в пунктах 30 - 36 приложения N 11 к Руководству. При небольших объемах межколонного флюида возможно проводить отбор только одной пробы.

Оценка герметичности межколонного пространства

18. При оценке герметичности межколонного пространства, как правило, определяется наличие (отсутствие) факта утечек межколонного флюида за пределы МКП через нарушения и резьбовые соединения обсадных колонн, оборудования обвязки устья скважины, фонтанной арматуры и оборудования межколонного пространства.

19. Герметичность межколонного пространства может оцениваться путем его опрессовки при полностью восстановленном межколонном давлении Pмк. В качестве рабочего агента при опрессовке межколонного пространства обычно используется инертный газ. При проведении опрессовки рекомендуется использовать редуцирующее устройство.

20. Величина давления опрессовки Pопр, как правило, принимается на 1 МПа выше полностью восстановленного межколонного давления, но не более чем 110% гидростатического давления у башмака внешней обсадной колонны для данного межколонного пространства.

При превышении расчетного значения давления опрессовки величины предельно допустимого МКД для данного межколонного пространства или давления в продуктивном пласте опрессовка МКП может не проводиться. Пустотный объем МКП рекомендуется определять при текущем МКД, а величина утечки также может не определяться.

21. Межколонное пространство рекомендуется опрессовать, при возможности пролить водой поверхность земли вокруг направления. Затем проводится визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории на наличие поверхностных газопроявлений и пропусков газа в устьевой обвязке с применением обмыливания конструктивных элементов устьевого оборудования, регистрацией дефектов, фотографированием или выполнением схемы видимой части обсадной колонны и мест газопроявления.

22. Межколонное пространство выдерживается под давлением в течение 30 минут. Межколонное пространство считается герметичным при отсутствии падения давления или его снижении не более 5% от величины давления опрессовки.

В случае негерметичности МКП рекомендуется поднять давление до величины опрессовки Pопр и выдержать межколонное пространство под давлением до его полной стабилизации. Зафиксировать время выдержки tст и давление стабилизации Pст.

Рекомендуемое определение пустотного объема
межколонного пространства

23. Давление в МКП поднимается до давления опрессовки, после чего стравливается газ из МКП через присоединенный газовый счетчик. Работы рекомендуется проводить в следующей последовательности:

- зафиксировать давление в межколонном пространстве на момент начала выпуска газа (давление P1);

- открыть межколонный вентиль и начать выпуск газа из межколонного пространства с дебитом, не превышающим максимальный расход для используемого газового счетчика;

- выпускать газ из межколонного пространства до снижения давления в последнем на 10% от P1 (или полностью при быстром падении давления);

- закрыть вентиль на межколонном отводе, измерить давление P2 в межколонном пространстве;

- пустотный объем межколонного пространства оценить по формуле:

, (1)

где Vп - пустотный объем межколонного пространства, м3;

Pат - атмосферное давление, Мпа;

Vг - объем газа, выпущенного из межколонного пространства, м3;

P1 - избыточное давление в межколонном пространстве на начало стравливания, Мпа;

P2 - избыточное давление в межколонном пространстве на конец стравливания, Мпа;

Z1, - коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлении P1 и P2, соответственно.

Рекомендуемое определение величины утечки газообразного
испытательного флюида

24. Расчетная величина утечки газообразного испытательного флюида определяется по формуле:

, (2)

где qут - расчетная величина утечки газообразного испытательного флюида, м3/сут;

tст - время выдержки до стабилизации давления в межколонном пространстве, мин;

Pопр - давление опрессовки межколонного пространства, Мпа;

Pст - давление стабилизации, Мпа;

zопр, zст - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении Ронр, Рст соответственно.

Рекомендуемые заключительные работы

25. По окончании исследований межколонное пространство полностью (максимально возможно) разряжается, технологическое оборудование демонтируется. Задвижки и вентили на МКП закрываются.

Рекомендуемые контрольно-измерительная
аппаратура и оборудование

26. Для замера межколонных давлений при техническом диагностировании рекомендуется использовать поверенные в установленном порядке манометры с классом точности не ниже 0,4 по ГОСТ 2405-88.

27. Соединения межколонного пространства с газовым счетчиком и источником высокого давления с целью проведения опрессовки МКП рекомендуется осуществлять через редуцирующее устройство.

28. При осуществлении измерения обеспечивается герметичность измерительной линии. Место установки манометров рекомендуется оборудовать трехходовым краном, необходимым для отключения манометра от контрольной арматуры или измерительной линии, а также выпуска газа из-под манометра перед монтажом.

29. Оборудование межколонных пространств при выполнении исследований проводится в соответствии с рекомендациями пункта 21 настоящего Приложения.

Рекомендации по отбору и исследованию проб
межколонного флюида

30. По возможности пробоотборные линии устанавливаются короткими и небольшого диаметра для сокращения времени продувки и обмена газа при отборе.

31. Для отбора проб газа под давлением применяются металлические пробоотборники (контейнеры) проточного типа объемом до 4 дм3, изготовленные из стали или другого прочного газонепроницаемого металла или сплава, не взаимодействующего с газом, и рассчитанные на максимальное давление отбираемого газа.

32. При давлении и расходе газа в межколонном пространстве, недостаточном для продувки и заполнения пробоотборника, пробы рекомендуется отбирать в стеклянные бутылки способом замещения запирающей жидкости. В качестве запирающей жидкости обычно применяют раствор хлористого натрия по ГОСТ Р 51574-2018 (22%-ный раствор в дистиллированной воде по ГОСТ Р 58144-2018). Транспортирование проб, отобранных в бутылки, рекомендуется осуществлять в вертикальном положении горлышком вниз.

33. После отбора проб контейнеры и бутылки с пробами снабжаются этикетками следующего содержания:

- дата отбора пробы;

- название ПХГ, залежи;

- номер ГРП;

- номер скважины;

- место отбора пробы (МКП, трубное пространство, затрубное пространство);

- условия отбора пробы (давление отбора, температура);

- номер контейнера;

- подпись работника, отобравшего пробу.

34. Исследования физических свойств и химического состава межколонного флюида рекомендуется проводить в химико-аналитических лабораториях по утвержденным методикам в зависимости от фазового состояния и состава флюида.

35. Пробы флюида рекомендуется направлять на хроматографический анализ, по результатам которого определяется его компонентный состав. Проведение сравнительного анализа составов газа из МКП и продукции скважины может позволить установить источник поступления газа в МКП (объект хранения или другая залежь).

36. Пробы жидкости рекомендуется направлять на физико-химический анализ для идентификации и установления показателей, позволяющих диагностировать состояние крепи скважины: минерализации, макро- и микрокомпонентного состава, величины водородного показателя pH, наличие водорастворенного органического вещества.

Диагностические признаки

37. Результаты исследований могут быть использованы в качестве диагностических признаков при установленной герметичности оборудования обвязки устья скважин, герметичности уплотнений межколонных пространств в колонной головке и соединений контрольно-измерительной аппаратуры.

38. Реакция на изменение давления в МКП, фиксируемая по изменению давления в пограничном/сопредельном межколонном пространстве, может свидетельствовать о негерметичности общей для данных МКП обсадной колонны или уплотнений колонной головки. Место негерметичности находится тем выше по стволу, чем раньше происходит реагирование на возмущающее воздействие.

39. Превышение давления в МКП за эксплуатационной колонной над давлением в затрубном пространстве свидетельствует об отсутствии связи двух пространств и герметичности устьевого оборудования.

40. Превышение давления во внешнем (втором) МКП над давлением во внутреннем (первом к эксплуатационной колонне) межколонном пространстве может свидетельствовать о том, что причиной МКД является иной газонасыщенный горизонт, расположенный выше объекта эксплуатации (при наличии таких горизонтов в разрезе скважины).

41. Негерметичность оборудования обвязки колонн характеризуется сопоставимостью значений давлений в ЗТП и МКП за эксплуатационной колонной и обычно сопровождается резким ростом межколонного давления после стравливания.

42. Снижение давления в межколонном пространстве во времени вне зависимости от изменения пластового давления может свидетельствовать о разгерметизации внешней обсадной колонны или устьевого оборудования, если исключено температурное воздействие. Причиной снижения давления может явиться увеличение плотности флюида в МКП.

Геофизические исследования и техническое диагностирование
скважин с межколонными давлениями

43. Геофизические исследования и техническое диагностирование могут проводиться для:

- определения источников и причин возникновения МКД;

- оценки работоспособности конструктивных элементов скважины, испытывающих негативное воздействие межколонного флюида (оценка уязвимости).

44. Объектами ГИС и ТД для целей оценки риска являются обсадные колонны, цементный камень, устьевая обвязка, приустьевой участок скважины.

45. При ГИС и ТД скважин с МКД определяются:

- техническое состояние обсадных колонн с определением мест негерметичности, видов повреждений, остаточной толщины стенки труб, оценкой остаточной прочности, определением величины предельно допустимого межколонного давления;

- признаки движения жидкости и газа по заколонному и межколонным пространствам;

- высота подъема цемента за колоннами и состояние контакта цементного камня с обсадными колоннами и породой;

- техническое состояние устьевой обвязки скважины, включая герметичность уплотнений;

- техническое состояние приустьевого участка скважины.

Величина предельно допустимого межколонного давления определяется в соответствии с приложением N 9 к Руководству. Расчеты по определению минимальных коэффициентов запаса прочности обсадных колонн приведены в приложении 13 к Руководству.

46. Определение технического состояния скважины и выявление потенциальных источников межпластовых перетоков и МКД рекомендуется проводить на основании изучения геолого-промысловых материалов и геофизических исследований скважин, проведенных в соответствии с ГОСТ Р 53709-2009 "Национальный стандарт Российской Федерации. Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования", утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 15 декабря 2009 г. N 1151-ст, и руководящим документом РД 153-39.0-072-01 "Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах", принят и введен в действие приказом Минэнерго России от 7 мая 2001 г. N 134.

47. Комплекс геофизических исследований, как правило, обеспечивает получение достаточной информации о состоянии обсадных колонн, заколонной крепи, выявляет возможные заколонные флюидоперетоки, техногенные скопления газа в вышележащих проницаемых пластах, герметичность покрышки и наличие разрывных нарушений ПХГ.

48. Для целей оценки риска могут быть использованы результаты геофизических исследований и технического диагностирования скважин, ГИС при капитальном ремонте, других исследований и работ, проведенных в скважинах.

49. Оценку технического состояния обсадных колонн рекомендуется проводить в соответствии руководящим документом РД 153-39.0-109-01 "Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений", утвержден и введен в действие приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. N 30.

50. Оценку технического состояния устьевой обвязки скважины рекомендуется проводить в сроки и в соответствии с ГОСТ Р 55724-2013 "Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые", утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 8 ноября 2013 г. N 1410-ст.

51. Оценка технического состояния приустьевого участка скважин проводится с целью выявления поверхностных газопроявлений вокруг устья скважин и сопровождается фотографированием околоскважинной поверхности с регистрацией пузырьков газа и дефектов видимой части обсадной колонны.