|
Стр. 2
¦ ¦- вокруг фонтанной арматуры, ограниченные расстоя-¦ Зона 2 ¦
¦ ¦нием 3 м во все стороны (рис. 5) ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦7. ¦Пространство под ротором, ограниченное цилиндром ¦ Зона 2 ¦
¦ ¦радиусом 3 м от оси скважины, на всю высоту до ни-¦ ¦
¦ ¦за при открытом подроторном пространстве (рис. 2, ¦ ¦
¦ ¦3) ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦8. ¦Пространство вокруг буровой вышки, простирающееся ¦ -"- ¦
¦ ¦во все стороны на высоту вышки для бурения скважин¦ ¦
¦ ¦на море и месторождениях, содержащих сероводород, ¦ ¦
¦ ¦в соответствии с параметрами, приведенными на ¦ ¦
¦ ¦рис. 2 ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦9. ¦Пространство вокруг буровой вышки при открытом и ¦ -"- ¦
¦ ¦огражденном подроторными пространствами в соот- ¦ ¦
¦ ¦ветствии с классом и границами (рис. 3). ¦ ¦
¦ ¦ Примечание. Помещение буровой лебедки, отде- ¦ ¦
¦ ¦ленное от подроторного пространства и буровой пло-¦ ¦
¦ ¦щадки стеной, является взрывобезопасным ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦10.¦Открытые пространства вокруг закрытых и открытых ¦ -"- ¦
¦ ¦технических устройств, оборудования в соответствии¦ ¦
¦ ¦с классом и границами зон взрывоопасности на рис. ¦ ¦
¦ ¦6, 7 ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦11.¦Полузакрытые пространства, в которых расположена ¦ Зона 2 ¦
¦ ¦фонтанная арматура, в пределах ограждения ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦12.¦Открытые пространства вокруг окончания отводов га-¦ -"- ¦
¦ ¦зов (паров) из закрытых технических устройств, ем-¦ ¦
¦ ¦костей, аппаратов в соответствии с классом и гра- ¦ ¦
¦ ¦ницами зон взрывоопасности на рис. 8в ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦13.¦Полузакрытые пространства, в которых установлены ¦ Зона 2 ¦
¦ ¦технические устройства, оборудование, аппараты, ¦ ¦
¦ ¦узлы отключающих устройств, содержащих нефть, бу- ¦ ¦
¦ ¦ровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы ¦ ¦
¦ ¦или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах ог- ¦ ¦
¦ ¦раждения ¦ ¦
+---+--------------------------------------------------+---------+
¦14.¦Пространство вокруг агрегата для ремонта скважин в¦ -"- ¦
¦ ¦соответствии с параметрами на рис. 9 ¦ ¦
L---+--------------------------------------------------+----------
--------------------------------
<*> Рисунки не приводятся.
1.6.3. Электрооборудование (машины, аппараты, устройства),
контрольно - измерительные приборы, электрические светильники,
средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к
ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2,
должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень
взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ [62], вид
взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси.
1.6.4. Установка во взрывоопасных зонах классов 0, 1, 2
взрывозащищенного электрооборудования, не имеющего маркировки по
взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями
или отремонтированного с изменением узлов и деталей,
обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения
аккредитованной в установленном порядке испытательной организации
не допускается.
1.6.5. На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования
зарубежного производства должно представляться свидетельство
(сертификат) Российской испытательной организации о его
соответствии действующим в Российской Федерации нормативным
требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На
применение такого оборудования должно быть разрешение
Госгортехнадзора России.
1.6.6. Эксплуатация электрооборудования при неисправных
средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и
защиты не допускается.
1.7. Требования к стальным канатам
1.7.1. Стальные канаты, применяемые в качестве грузовых,
несущих, тяговых и стропов, для оснастки грузоподъемных
механизмов, талевой системы буровых установок, агрегатов по
ремонту скважин, должны отвечать требованиям "Правил устройства и
безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов", утвержденных
Госгортехнадзором России 30.12.92 [56].
К канатам должен прикладываться сертификат (свидетельство)
предприятия - изготовителя канатов.
1.7.2. При строительстве скважин коэффициент запаса прочности
талевого каната (отношение разрывного усилия каната к силе
натяжения ходового конца талевого каната) должен быть не менее
трех. Как исключение, при спуске тяжелых обсадных колонн и
производстве аварийных работ допускается снижение этого
коэффициента до двух.
1.7.3. Соединение канатов должно выполняться с применением:
коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой не менее
трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно
составлять не менее шести диаметров каната.
1.7.4. За состоянием каната должен быть установлен контроль.
Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера
и условий работы. Выбраковка и замена канатов производится в
соответствии с критериями, установленными "Правилами устройства и
безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" [56].
1.7.5. Применять срощенные канаты для оснастки талевой системы
буровой установки, агрегатов для освоения и ремонта скважин, а
также для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек,
грузоподъемных стропов, удерживающих, рабочих и страховых канатов
запрещается.
1.7.6. Резка талевых канатов с использованием электросварки
запрещается.
1.8. Ответственность за нарушение Правил
1.8.1. Предприятия и организации несут ответственность за
невыполнение требований промышленной безопасности объекта на всех
стадиях жизненного цикла объекта, включая проектирование,
строительство, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию.
1.8.2. Ответственность предприятия, организации за
необеспечение промышленной безопасности, охраны труда работников,
защиты окружающей среды устанавливается действующим
законодательством.
1.8.3. Охрану недр, профилактику флюидопроявлений из
ликвидированных скважин обеспечивают недропользователи.
1.8.4. Руководящие работники и специалисты на предприятиях, в
организациях, а также работники проектных и конструкторских
институтов и организаций, виновные в нарушении настоящих Правил,
несут ответственность в порядке, установленном законодательством.
1.8.5. Рабочие несут ответственность в установленном законом
порядке за нарушение требований инструкций, относящихся к их
рабочему месту и выполняемой ими работе.
1.8.6. Ответственность за необеспечение сохранности,
исправности и применения средств индивидуальной защиты, аварийной
и пожарной сигнализации, средств контроля загазованности в
помещениях несет должностное лицо, назначенное администрацией
предприятия.
2. Требования к безопасному ведению работ
при строительстве нефтяных и газовых скважин
2.1. Общие положения
2.1.1. Основным документом на строительство скважин является
проект, разработанный в соответствии с требованиями настоящих
Правил. Строительство скважины может быть начато только при
наличии утвержденного в установленном порядке проекта.
2.1.2. Допускается строительство скважин по привязке к
действующему проекту на идентичных по геолого - техническим
условиям площадях и месторождениях при разнице проектных глубин не
более 400 м.
2.1.3. Скважина любой категории должна закладываться за
пределами охранных зон линий электропередач, магистральных
нефтегазопроводов, водозаборных и других промышленных и
гражданских объектов.
2.1.4. Зарубежные техника и технологии, выполненные по
зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве
скважин, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или
отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими
зарубежными, и включены в состав проекта или дополнений к нему.
2.2. Проектирование строительства скважин
2.2.1. Задание на проектирование строительства скважин
составляется заказчиком (владельцем лицензии на разработку
месторождения) с учетом требований проекта геологоразведочных
работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения.
Полноту и достоверность исходных данных на проектирование
обеспечивает заказчик, а качество проекта - проектная организация.
2.2.2. Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной
и ближайших площадях с аналогичными условиями, результаты
исследований, выполненных при бурении опорно - технологических и
поисково - разведочных скважин, обеспечивать охрану недр,
окружающей среды и надежность скважины на стадии строительства и в
процессе эксплуатации.
2.2.3. Проект должен содержать следующие данные:
2.2.3.1. Географическую и климатическую характеристику района
работ.
2.2.3.2. Горно - геологические условия бурения.
2.2.3.3. Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и
давлений гидроразрыва, ожидаемых давлений на устье при
газонефтеводопроявлениях, обоснование конструкции скважины и
плотности бурового раствора.
2.2.3.4. Исходные данные для расчета обсадных и лифтовых
колонн, итоговые таблицы компоновок с коэффициентами запаса
прочности и типы резьбовых соединений.
2.2.3.5. Способ и оптимальные режимы бурения, тип
породоразрушающего инструмента, скорость спуско - подъемных
операций бурильных и обсадных колонн и параметры буровых
растворов.
2.2.3.6. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы
прочности, толщины стенки, запаса прочности и диаметра замковых
соединений.
2.2.3.7. Гидравлическую программу промывки скважины,
обеспечивающую оптимальную очистку забоя и ствола скважины от
выбуренной породы при минимальных гидравлических потерях. Скорость
истечения струи из насадок долота устанавливается в процессе
исследований при бурении на данной площади.
2.2.3.8. Тип тампонажного материала, свойства его камня и
раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и
схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным
средам), способ и гидравлическую программу цементирования исходя
из горно - геологических условий.
2.2.3.9. Регламент контроля за процессом цементирования и
изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора.
2.2.3.10. Объем исследования стратиграфического разреза в
процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава
флюида.
2.2.3.11. Технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации)
и типы используемых для этого аппаратов.
2.2.3.12. Способы освоения скважины, опробования, испытания
пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу
геолого - геофизических исследований.
2.2.3.13. Схемы обвязки устья скважины колонной головкой,
противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, их
технические характеристики и давление на устье при опрессовке
совместно с обсадными колоннами.
2.2.3.14. Обоснование типа буровой установки. При этом
нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра
"Допускаемая нагрузка на крюке" от расчетной массы бурильной
колонны, 0,9 - от расчетной массы обсадной колонны, "единицы" - от
величины указанного параметра при ликвидации прихватов.
2.2.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды - описание
технологических процессов и перечень технических средств по
очистке и утилизации производственных отходов, повторному
использованию сточных вод, безопасному их сбросу в объекты
природной среды, нейтрализации отрицательного воздействия
отработанного бурового раствора и шлама на окружающую среду при их
захоронении.
2.2.3.16. Геолого - технический наряд на строительство
скважины.
2.2.3.17. Тип и размеры фундаментов под буровую установку,
которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой
удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для
данного грунта.
2.2.3.18. Средства защиты персонала и состав КИП, в т.ч. для
контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных
горизонтов с агрессивными флюидами.
2.2.3.19. Объем запаса бурового раствора.
2.2.3.20. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению
газонефтеводопроявлений.
2.2.3.21. Укомплектованность средствами малой механизации,
противопожарным инвентарем.
2.2.3.22. Методы оценки остаточной прочности обсадных колонн.
2.2.4. Изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему
допускаются по согласованию между заказчиком проекта и
проектировщиком в соответствии с установленной процедурой.
Исключения составляют лишь аварийные ситуации, когда решение об
отклонении от проекта принимает руководство бурового предприятия с
последующим уведомлением заказчика и проектной организации.
Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность
объекта и безопасность работ.
2.2.5. Контроль за исполнением проектов возлагается на
заказчика, который, при необходимости, может привлекать проектную
организацию.
2.3. Подготовительные и вышкомонтажные работы
2.3.1. Подготовительные и вышкомонтажные работы могут быть
начаты при наличии утвержденного проекта на строительство скважины
и выдаче вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение.
2.3.2. При строительстве скважин на плодородных землях и
землях активного сельхозпользования в процессе проведения
подготовительных работ к монтажу бурового оборудования необходимо
снимать и отдельно хранить плодородный слой для последующей
рекультивации в соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.3.02-85
[15].
2.3.3. Площадки для буровой установки следует планировать с
учетом естественного уклона местности и обеспечения движения
сточных вод в систему их сбора.
2.3.4. К демонтажу буровой установки на электроприводе
разрешается приступать после получения письменного подтверждения
работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об
отключении ее от электросети.
2.3.5. Проект на транспортирование крупного блока с вышкой или
отдельно вышки в вертикальном положении утверждается руководством
предприятия, осуществляющего вышкомонтажные работы, после
согласования трассы с заинтересованными организациями. Работа
выполняется под руководством ответственного специалиста -
вышкомонтажника.
В проекте должны быть:
- указаны способы транспортировки оборудования;
- определена трасса передвижения оборудования и пути движения
поддерживающей техники;
- предусмотрены способы для преодоления рвов, оврагов, вырубки
леса, выравнивания трассы, перехода через дороги, линии
электропередач;
- определено количество техники - основной и вспомогательной;
- определено количество и расстановка членов бригады,
участвующих в транспортировке оборудования, предусмотрено участие
представителя организации, эксплуатирующей ЛЭП (в случае ее
пересечения).
2.3.6. Запрещаются работы на высоте по монтажу, демонтажу и
ремонту вышек и мачт, а также передвижение вышек в вертикальном
положении в ночное время, при ветре свыше 8 м/с, во время грозы,
ливня и сильного снегопада, при гололедице, тумане с
горизонтальной видимостью менее 100 м, при температуре воздуха
ниже пределов, установленных в соответствии с п. 1.2.8 настоящих
Правил.
2.3.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте
вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.
2.3.8. Монтаж, демонтаж буровой вышки при наличии давления на
устье скважины запрещается. Передвижение вышечно - лебедочного
блока на очередную позицию при кустовом бурении осуществляется в
соответствии с Инструкцией по одновременному производству буровых
работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте.
2.4. Буровые установки
2.4.1. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше
4000 м должны оснащаться автоматами спуско - подъемных операций, а
установки для бурения скважин с ожидаемым содержанием в пластовом
флюиде сероводорода свыше 6%, наклонно - направленных скважин с
радиусом кривизны менее 30 м, горизонтальных скважин с глубиной по
вертикали более 3000 м и горизонтальным положением ствола более
300 м - верхним силовым приводом.
2.4.2. Оснащенность буровых установок светильниками должна
обеспечить освещенность:
- роторного стола - 100 лк;
- пути движения талевого блока - 30 лк;
- помещения лебедочного и насосного блоков, превентора - 75
лк;
- лестниц, маршей, сходов, приемного моста - 10 лк.
2.4.3. Вновь создаваемые и закупаемые по импорту буровые
установки для строительства нефтяных и газовых скважин должны быть
выполнены во взрывозащищенном варианте.
2.4.4. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с
пульта бурильщика, пуск буровых насосов в работу - с местного
поста, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика
и местного поста.
2.4.5. Работы на приемном мосту буровой по затаскиванию и
выбросу труб, по обслуживанию гидравлических блоков буровых
насосов должны быть механизированы, а управление грузоподъемными
механизмами для работы на приемном мосту - дистанционным.
2.4.6. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать
плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта
управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места
работы и перемещения груза. При невозможности выполнения этого
требования устанавливается дублирующий пульт.
2.4.7. Буровая установка должна быть укомплектована:
- ограничителем высоты подъема талевого блока;
- ограничителем допускаемой грузоподъемности лебедки;
- блокирующими устройствами по отключению привода буровых
насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на
10 - 15% выше максимального рабочего давления насосов для
соответствующей цилиндровой втулки;
- станцией контроля параметров бурения;
- приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14
м, шириной не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на
стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;
- системой емкостей, оборудованных уровнемерами и
автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;
- механизмами для приготовления, обработки, утяжеления,
очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и
отработанной жидкости при безамбарном бурении;
- емкостями для запаса бурового раствора;
- устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему
управления буровой установки;
- успокоителем ходового конца талевого каната;
- системами обогрева рабочих мест;
- блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора
при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР.
2.4.8. На буровой должна быть мерная емкость для
контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером.
Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать
возможность выполнения требований п. 2.8.6 настоящих Правил.
2.4.9. Все закрытые помещения буровой установки оборудуются
приточно - вытяжной вентиляцией с механическим побуждением,
обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями СНиП
2.04.05-91 [69]. Режим работы вентиляции от момента вскрытия
продуктивного горизонта до окончания строительства скважины должен
быть постоянным. При достижении 20% от нижнего предела
воспламенения смеси воздуха с углеводородами должен включаться
предупредительный сигнал, а при достижении 50% предела должно быть
обеспечено полное отключение оборудования и механизмов.
2.4.10. Конструкция основания буровой вышки должна
предусматривать возможность:
- монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа
основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;
- установки стола ротора на уровне пола буровой;
- рационального размещения:
- средств автоматизации, механизации и пультов управления;
- обогреваемого подсвечника со стоком раствора;
- воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы
обогрева;
- механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;
- механизма по изменению положения машинных ключей по высоте;
- механизма крепления страховых и рабочих канатов машинных
ключей;
- шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и
утяжеленных бурильных труб.
2.4.11. Работы по установке ведущей трубы и УБТ в шурф должны
быть механизированы.
2.4.12. Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть
оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены
бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются
площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в
случае аварийной обстановки. Устройство должно быть расположено за
пределами вышки и обеспечить эвакуацию верхового рабочего за
пределы внутривышечного пространства.
2.4.13. Вышки должны оснащаться лестницами - стремянками с
устройством инерционного или другого типа для безопасного подъема
и спуска верхового рабочего или лестницами тоннельного типа с
переходными площадками через каждые 6 м или маршевыми лестницами
до балкона верхового рабочего с переходными площадками через
каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа или лестницей -
стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска.
2.4.14. На буровых насосах должны устанавливаться компенсаторы
давления, заполняемые воздухом или азотом, при этом необходимо
осуществлять контроль за давлением в компенсаторе.
2.4.15. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к
основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод - к
блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов
выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными
элементами для предотвращения эрозионного износа.
2.4.16. В системе управления автоматическим ключом должна
предусматриваться возможность полного отключения механизмов от
линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью
предотвращения случайного включения.
2.5. Эксплуатация бурового оборудования и инструмента
2.5.1. Порядок организации и проведения планово -
предупредительного ремонта бурового и энергетического оборудования
устанавливается Положением, разрабатываемым предприятием,
эксплуатирующим оборудование.
2.5.2. Пневматическую систему буровой установки (трубопроводы,
краны) на заводах - изготовителях необходимо подвергать испытаниям
на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза, а после монтажа и
ремонта на буровых - на давление, превышающее рабочее в 1,25 раза,
но не менее чем на 3 кгс/кв. см (0,3 МПа).
2.5.3. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств,
устанавливаемых на вышке, должны исключать их самопроизвольное
раскрепление и падение.
2.5.4. Буровой насос должен иметь предохранительное
устройство, срабатывающее при давлении, превышающем на 10 - 15%
рабочее давление насоса при соответствующем диаметре цилиндровых
втулок.
2.5.5. Конструкция предохранительного устройства должна
обеспечивать надежное его срабатывание при установленном давлении
независимо от времени контакта с химически обработанным буровым
раствором с высоким содержанием твердой фазы, длительности
воздействия отрицательных температур воздуха, а также исключать
загрязнение оборудования и помещения при срабатывании.
2.5.6. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать:
- возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового
раствора с одновременной промывкой скважины;
- полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода
сжатым воздухом.
Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением
вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть
возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке
между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.
2.5.7. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается
задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые
насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при
контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть
прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На
буровых установках с регулируемым приводом насоса установка
пусковых задвижек не обязательна, но должна быть установлена
задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.
2.5.8. Нагнетательный трубопровод буровых насосов и стояк
после изготовления, ремонта подлежат гидравлическому испытанию на
максимальное рабочее давление насоса по п. 1.5.21 настоящих
Правил. Испытание трубопроводов буровыми насосами запрещается.
2.5.9. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом
диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по
всей длине. Концы каната крепятся к вышке и корпусу вертлюга.
2.5.10. Ходовой и неподвижный концы талевого каната под
нагрузкой не должны касаться элементов вышки.
2.5.11. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных
канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для
легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных
ключей должны быть ограждены.
2.5.12. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается
страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом
крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока
или ноге вышки в соответствии с требованием п. 1.7.3 настоящих
Правил. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5 - 10 см.
2.5.13. Оснастка талевой системы должна соответствовать
требованиям проекта и техническим условиям эксплуатации буровой
установки.
2.5.14 Каждая вышка должна быть снабжена металлической
табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны
быть указаны:
- дата изготовления;
- завод - изготовитель;
- заводской номер вышки (буровой установки);
- грузоподъемность (номинальная) вышки;
- сроки следующего испытания (проверки технического состояния)
вышки.
2.5.15. Проверку технического состояния вышек и их испытание
рекомендуется осуществлять в соответствии с "Инструкцией по
проверке технического состояния вышек буровых установок АО
"Уралмаш" [30], Госгортехнадзор России, 16.07.96; "Инструкцией по
испытанию буровых вышек в промысловых условиях" [25],
Госгортехнадзор России, 25.10.96; "Инструкцией по применению
неразрушающего способа испытания буровых вышек в промысловых
условиях" [29], Госгортехнадзор России, 21.06.96; и "Методическими
указаниями по проведению обследования буровых установок с истекшим
сроком службы" [36], Госгортехнадзор России, 30.05.97.
2.5.16. При консервации скважин на период, установленный в
соответствии с "Положением о порядке временной консервации
нефтяных и газовых скважин, находящихся в строительстве",
утвержденным Миннефтепромом 09.10.68 N 49/П, и Изменений к нему,
согласованных с Госгортехнадзором 06.02.86 [43], необходимо:
2.5.16.1. Спустить в скважину бурильные трубы на глубину
спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю
бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан.
2.5.16.2. Загерметизировать затрубное пространство скважины с
помощью превентерной установки.
2.5.16.3. Ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф.
Отсоединить буровой шланг от вертлюга.
2.5.16.4. Уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол
буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедки.
2.5.16.5. Спустить воздух из пневмосистемы буровой установки.
2.5.16.6. Слить жидкость из нагнетательного трубопровода и
продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса
всасывающие и нагнетательные клапаны.
2.5.16.7. Обесточить буровую установку (при дизельном приводе
- перекрыть топливопровод).
2.5.16.8. Обеспечить охрану объекта и контроль за устьем
скважины.
2.5.16.9. Дополнительные требования к временной консервации
объекта, с учетом региональных особенностей и сезонно -
климатических условий, устанавливаются инструкцией, разработанной
и согласованной предприятием в установленном порядке.
2.6. Конструкция и крепление скважин
2.6.1. Конструкция скважины в части надежности,
технологичности и безопасности должна обеспечивать:
- максимально возможное использование пластовой энергии
продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора
оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и
режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового
воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на
всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
- получение необходимой горно - геологической информации по
вскрываемому разрезу;
- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за
счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности
обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции
флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и
дневной поверхности;
- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и
ствола скважины.
2.6.2. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки
их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются
количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по
градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва
(поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.
Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к
текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных
пропластках.
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов
должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны
или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород
после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым
флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации
устья скважины.
2.6.3. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных
колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин,
установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих
беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а
также качественное их цементирование.
Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и
скважин приведена ниже:
номинальный диаметр обсадных труб:
114 140 168 273 324
127 146 178 299 340
194 351
219 377
245 426
разность диаметров <*>, мм:
15 20 25 35 39 - 45
--------------------------------
<*> Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в
проекте.
2.6.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на
прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных
наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора
пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а
также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях
строительства и эксплуатации скважины на основании "Инструкции по
расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" [32],
Госгортехнадзор России, 12.03.97.
Прочность технической колонны и установленного
противовыбросового оборудования должна обеспечить:
- герметизацию устья скважины в случаях
газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с
учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;
- противостояние воздействию давления гидростатического столба
бурового раствора максимальной плотности;
- противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в
случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня
бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к
текучести.
2.6.5. Стандарты и технические условия на обсадные трубы, а
также коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн
подлежат согласованию с Госгортехнадзором России.
2.6.6. Направления и кондукторы цементируются до устья. В
нижележащей части стратиграфического разреза цементированию
подлежат:
- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к
эксплуатации открытым забоем;
- продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т.ч. с
непромышленными запасами;
- истощенные горизонты;
- водоносные проницаемые горизонты;
- горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;
- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к
деформации;
- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны
вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
2.6.7. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей
продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого
цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн
в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не
менее 150 - 300 м и 500 м.
2.6.8. Все выбранные с учетом требований п. п. 2.6.6 и 2.6.7
настоящих Правил интервалы цементирования объединяются в один
общий. При этом проектная высота подъема тампонажного раствора за
обсадными колоннами должна предусматривать:
- превышение гидростатических давлений составного столба
бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми
давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;
- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного
поглощения раствора;
- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо
для установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние
и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны
должны быть зацементированы по всей длине.
Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными
колоннами (за исключением случаев, предусмотренных п. 2.6.9
настоящих Правил) не допускается.
2.6.9. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон
поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем
тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим
(после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через
межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску
технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную
поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением,
осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до
ликвидации осложнений.
2.6.10. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования
должны оснащаться элементами технологической оснастки,
номенклатура и количество которых определяются проектом на
строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем
плане на спуск колонны.
2.6.11. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая
программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться
таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на
продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с
гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования
должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот
процесс.
2.6.12. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе
должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны
соответствовать диапазону статических температур в скважине по
всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической
температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале
скважины;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не
ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела
плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях
является условие недопущения разрыва пород под действием
гидродинамического давления в процессе цементирования.
Цементный камень при наличии в цементируемом интервале
агрессивных сред должен быть коррозионностойким к этим средам.
2.6.13. В целях сохранения природной проницаемости пористых и
пористо - трещиноватых коллекторов необходимо применять
тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей
минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора,
применяющегося при вскрытии этих горизонтов.
2.6.14. Применение цемента без проведения лабораторного
анализа для условий предстоящего цементирования колонны
запрещается.
2.6.15. Расчетная продолжительность цементирования колонны не
должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного
раствора.
2.6.16. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по
плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в
установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для
расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты
расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт
готовности буровой установки к спуску колонны.
2.6.17. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны
должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других
исследований, необходимых для детального планирования процесса
крепления.
2.6.18. Конструкция устья скважины, колонных головок и
герметизирующих устройств должна обеспечивать:
- подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных
колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех
стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны
бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными
колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины;
- герметичность межколонных пространств при строительстве и
эксплуатации скважин;
- испытание на герметичность обсадных колонн.
2.6.19. В процессе бурения техническая колонна должна
периодически проверяться на износ для определения ее остаточной
прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются
проектом.
2.7. Бурение
2.7.1. Общие положения
2.7.1.1. Ввод смонтированной буровой установки в работу
осуществляется после полной готовности, испытания, обкатки всего
оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады по
решению комиссии по приемке буровой установки.
Готовность к пуску оформляется актом.
2.7.1.2. В процессе бурения постоянно контролируются следующие
параметры:
- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
- плотность бурового раствора с регистрацией в журнале;
- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
- давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на
диаграмме или в журнале;
- уровень раствора в приемных емкостях при бурении;
- крутящий момент на роторе.
Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых
насосов, величина крутящего момента на роторе должны быть в поле
зрения бурильщика.
2.7.1.3. Проведение буровых работ с регулированием
дифференциального давления в системе скважина - пласт, с
использованием газообразных агентов, бурение горизонтальных и
наклонно - направленных скважин, в том числе кустами, должны
осуществляться по проекту, разработанному на основе настоящих
Правил и соответствующих нормативных документов.
2.7.1.4. Начальник буровой или мастер представляет руководству
бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на
буровой, по международной (приложение 8 <*> настоящих Правил) или
иной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы
регистрирующих контрольно - измерительных приборов.
--------------------------------
<*> Не приводится.
2.7.1.5. Организация и порядок смены вахт, периодичность и
регистрация инструктажей по безопасности труда на рабочем месте
устанавливаются Положением, разработанным буровым предприятием.
2.7.2. Спуско - подъемные операции
2.7.2.1. Ведение спуско - подъемных операций должно
осуществляться с использованием механизмов для свинчивания
(развинчивания) труб и специальных приспособлений. Между
бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная
связь.
2.7.2.2. Скорости спуско - подъемных операций с учетом
допустимого колебания гидродинамического давления и
продолжительность промежуточных промывок регламентируются
проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и
компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести
коррективы в регламент по скорости спуско - подъемных операций с
учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
2.7.2.3. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность
труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных
приспособлений (обтираторов).
2.7.2.4. При появлении посадок во время спуска бурильной
колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в
интервалах посадок.
2.7.2.5. На устье необходимо устанавливать устройство,
предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при
отсутствии в ней колонны труб и при спуско - подъемных операциях.
2.7.2.6. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб,
устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за
пальца.
2.7.2.7. Запрещается проводить спуско - подъемные операции
при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого
блока, ограничителя грузоподъемности лебедки;
- неисправности оборудования, инструмента;
|
