|
Стр. 3
- неисправности оборудования, инструмента;
- неполном составе вахты;
- скорости ветра более 20 м/с;
- потери видимости при тумане и снегопаде.
2.7.2.8. Раскреплять и свинчивать резьбовые соединения
бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при
помощи ротора запрещается.
2.7.2.9. Буровая бригада ежесменно должна проводить
профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого
блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и
устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров,
предохранительных устройств, блокировок и др.).
2.7.2.10. При спуско - подъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и
машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их
без использования специальных приспособлений;
- пользоваться перевернутым элеватором.
2.7.2.11. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также
снятия с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать
раскачивание талевой системы.
2.7.2.12. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне
бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на
клинья или элеватор.
2.7.2.13. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы
натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной
плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку
пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего
поворотного ролика запрещается.
2.7.2.14. В процессе бурения и после окончания долбления
ведущую трубу следует поднимать из скважины на первой скорости.
2.7.2.15. При спуске бурильной колонны запрещается включать
клиновой захват до полной остановки колонны.
2.7.3. Буровые растворы
2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с
технологическими мероприятиями и техническими средствами должны
обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико -
экономическими показателями, а также качественное вскрытие
продуктивных горизонтов.
2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии
газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта
с максимальным градиентом пластового давления в интервале
совместимых условий.
2.7.3.3. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых
условий бурения должна определяться из расчета создания столбом
бурового раствора гидростатического давления в скважине,
превышающего пластовое (поровое) давление на величину:
- 10 - 15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до
1200 м), но не более 15 кгс/кв. см (1,5 МПа);
- 5 - 10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200
до 2500 м), но не более 25 кгс/кв. см (2,5 МПа);
- 4 - 7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500
и до проектной глубины), но не более 35 кгс/кв. см (3,5 МПа).
2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом
гидродинамических потерь) должна исключать возможность
гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине
интервала совместимых условий бурения.
2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами,
глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и
текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора
устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости
стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов,
установленных для всего интервала совместимых условий бурения.
Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15%
эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым
давлением пород).
2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и
подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3
настоящих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе
бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия
коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.
Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по
специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению
газонефтеводопроявлений.
2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора
(освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на
0,02 г/куб. см от установленной проектом величины (кроме случаев
ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.8. Обработка бурового раствора проводится в соответствии
с разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться
инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в
необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в
скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора
запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной
основе (известково - битумных, инвертно - эмульсионных и др.)
должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих
мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности
должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке
приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при
появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/куб. м
работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.7.3.11. Температура самовоспламенения паров раствора на
углеводородной основе должна на 50 град. C превышать максимально
ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и
газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных
проектом на строительство скважины.
2.7.4. Компоновка и эксплуатация бурильных колонн
2.7.4.1. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в
зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды
деформаций в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету
бурильных колонн" [31], Госгортехнадзор России, 11.06.97.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее
статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а
также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не
менее 1,5; для турбинного бурения - 1,4.
Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при
применении клинового захвата и при воздействии на трубу
избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее
1,15.
2.7.4.2. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие,
утяжеленные бурильные трубы, переводники и опорно - центрирующие
элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации
бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока
эксплуатации до их списания.
2.7.4.3. Необходимость установки протекторов на бурильные и
ведущую трубы определяется проектом.
2.7.4.4. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих,
утяжеленных бурильных труб, переводников и элементов компоновки
низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми
заводами - изготовителями величинами моментов.
2.7.4.5. Буровые предприятия должны иметь в пределах региона
деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных
труб в скважине при аварийных работах.
2.7.5. Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений
2.7.5.1. Буровые предприятия совместно с проектными
организациями должны разрабатывать меры по предупреждению и
ликвидации аварий и осложнений.
2.7.5.2. При проведении ремонтно - изоляционных работ
запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного
разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а
также проницаемых непродуктивных пластов.
2.7.5.3. При длительных остановках или простоях скважин со
вскрытыми, склонными к текучести породами бурильный инструмент
должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует
проводить шаблонировку, а при необходимости проработку открытого
ствола до забоя. Периодичность проработок устанавливается
технологической службой бурового предприятия.
2.7.5.4. Работы по освобождению прихваченного бурильного
инструмента с применением взрывчатых материалов (торпед,
детонирующих шнуров и т.п.) следует проводить по специальному
проекту, согласованному с геофизическим предприятием, и в
соответствии с требованиями "Единых правил безопасности при
взрывных работах" [18].
2.7.5.5. Перед спуском в скважину нестандартного аварийного
инструмента должен быть подготовлен эскиз компоновки с указанием
необходимых размеров.
2.7.5.6. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого
цементирования, стыковочных устройств и цементных стаканов в
обсадных колоннах следует исключить УБТ из компоновки бурильной
колонны и применять долота без боковой армировки твердыми
штыревыми вставками или со срезанными периферийными зубьями; в
случае необходимости интервал установки муфты ступенчатого
цементирования или стыковочного устройства может быть
дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без
боковой армировки.
2.8. Предупреждение газонефтеводопроявлений
и открытого фонтанирования
2.8.1. К работам на скважинах с возможными
газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты,
прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление
скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных
учебных центрах (комбинатах), имеющих соответствующую лицензию.
Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже
одного раза в 3 года.
Иностранные специалисты, прошедшие аналогичную подготовку в
своих центрах, а также российские специалисты, прошедшие
подготовку в зарубежных центрах, при работе на территории РФ
должны пройти проверку знаний требований настоящих Правил в
территориальных органах Госгортехнадзора России.
2.8.2. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с
возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать
мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям
при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно "Типовой
инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при
ликвидации газонефтеводопроявлений" [78], утвержденной
Госгортехнадзором 16.11.88;
- проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и
приспособлений;
- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог
устанавливается буровым предприятием;
- оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового
раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки
на буровую.
2.8.3. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта
обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины,
информировать об этом руководство бурового предприятия и
действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты
показания манометров на стояке и затрубном пространстве.
2.8.4. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях
необходимо установить наблюдение за возможным возникновением
грифонов вокруг скважины.
2.8.5. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов
стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует
производить долив бурового раствора в скважину.
Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье
скважины.
Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны
отличаться от находящегося в ней.
2.8.6. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных
труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться
и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла
бурильных труб.
При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и
объемом металла поднятых труб более 0,5 куб. м подъем должен быть
прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию
вахты при газонефтеводопроявлениях.
2.8.7. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким
давлением при возобновлении промывки скважины после спуско -
подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и
простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания
бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
2.8.8. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем
углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен
проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до
выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
2.8.9. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая
скорость должна ограничиваться до значений, при которых
обеспечивается дегазация бурового раствора.
2.8.10. Если объемное содержание газа в буровом растворе
превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации,
выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта,
поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их
устранению.
2.8.11. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой
произошло поглощение бурового раствора при наличии
газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после
заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение
времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
2.8.12. Бурение скважин с частичным или полным поглощением
бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится
по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и
заказчиком.
2.8.13. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной)
гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости
ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или
необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового
работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с
герметизированным затрубным пространством и с установленным в
бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением
мер безопасности в соответствии с "Типовой инструкцией по
предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации
газонефтепроявлений...", утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88
[78].
2.8.14. Оборудование, специальные приспособления, инструменты,
материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты,
необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах
аварийного запаса предприятий или специализированных организаций
(служб).
Дислокация складов и перечень их оснащенности определяются
Положением о складах аварийного запаса.
2.8.15. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или
поршневания запрещается. При их появлении подъем следует
прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны
бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура,
долота, другие причины) подъем труб следует проводить на
скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и
доливаемого объемов раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на
КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с
промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через
шурф.
2.8.16. Работа по ликвидации открытого фонтана должна
проводиться по специальному плану, разработанному штабом,
созданным в порядке, установленном "Инструкцией по организации и
безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и
нефтяных фонтанов", утвержденной Миннефтепромом, Мингазпромом и
согласованной с Госгортехнадзором 06.08.71 [28]. Штаб несет полную
ответственность за реализацию разработанных мероприятий.
2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового
оборудования
2.9.1. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже
которых возможны газонефтеводопроявления, а также на
эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым
продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое
оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью
колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО и
колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с
рекомендациями (техническими условиями) заводов - изготовителей и
утверждаются техническим руководителем предприятия.
Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и
манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной
колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения
скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора
пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья
при открытом фонтанировании.
2.9.2. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии
дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта
управления дросселем, сепаратора или трапно - факельной установки
осуществляется в зависимости от конкретных горно - геологических
характеристик разреза для выполнения следующих технологических
операций:
- герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и
без них;
- вымыва флюида из скважины по принятой технологии;
- подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после
его закрытия;
- срезания бурильной колонны;
- контроля за состоянием скважины во время глушения;
- расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее
прихвата;
- спуска или подъема части или всей бурильной колонны при
герметично закрытом устье.
2.9.3. Схема установки и обвязки противовыбросового
оборудования разрабатывается буровым предприятием и
согласовывается с заказчиком, территориальными органами
Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке.
При этом следует руководствоваться следующими положениями:
2.9.3.1. При вскрытии скважиной изученного разреза,
представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом)
пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или
технической колонны на устье устанавливается превенторная
установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной
бурильной колонне и без нее.
2.9.3.2. Три или четыре превентора, в том числе один
универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых,
нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением.
Необходимость установки превентора со срезающими плашками при
ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350
кгс/кв. см (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6%
определяется предприятием по согласованию с территориальными
органами Госгортехнадзора России исходя из характеристики пласта
(состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.).
2.9.3.3. Четыре превентора, в том числе один превентор со
срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье
в случаях:
- вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным
содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода
до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/кв. см (35
МПа);
- использования технологии спуска и подъема труб при
избыточном давлении герметизированного устья;
- на всех морских скважинах.
2.9.4. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин
противовыбросовым оборудованием от требований п. 2.9.3 настоящих
Правил допускаются по специальному разрешению территориальных
органов Госгортехнадзора России при представлении предприятием
исчерпывающего обоснования.
2.9.5. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и
дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах
и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений
с уклоном от устья скважины.
Длина линий должна быть:
- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб. м/т -
не менее 50 м;
- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб. м/т,
газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний
диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины;
после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более
чем на 30 мм.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций
и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно
быть не менее 100 м для всех категорий скважин.
Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных
площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна
устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком,
территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.9.6. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает
700 кгс/кв. см (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя
регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным
управлением.
Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с
дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных
условий и решается руководством предприятия при утверждении в
установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового
оборудования.
2.9.7. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и
глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30%
превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и
противовыбросового оборудования.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать
устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней
номинального рабочего давления.
2.9.8. Противовыбросовое оборудование должно собираться из
узлов и деталей заводского изготовления отечественной или
импортной поставки.
Допускается применение отдельных деталей и узлов,
изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий
в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом
изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.
2.9.9. Для управления превенторами и гидравлическими
задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.
Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от
устья скважины в удобном и безопасном месте.
Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он
включается в режим оперативной готовности при вскрытии
продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
2.9.10. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны
быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное
освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены
стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и
количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На
задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с
указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого
давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора,
по которой это давление определено.
2.9.11. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом,
на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один
устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, второй является запасным.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением,
сероводородосодержащих пластов на буровой должно быть три крана.
Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов, на буровой необходимо иметь два
обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом
положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.
2.9.12. Превенторы вместе с крестовинами и коренными
задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на
рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе
бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по
согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.
После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой
корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.
Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на
стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а
работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия
плашек.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.9.13. После монтажа превенторной установки или спуска
очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания
цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек
манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой,
азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.
Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой
на давление:
- 50 кгс/кв. см (5 МПа) - для противовыбросового оборудования,
рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);
- 100 кгс/кв. см (10 МПа) - для противовыбросового
оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв. см (21
МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.9.14. После монтажа и опрессовки превенторной установки
совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за
обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть
продолжено после получения специального разрешения технического
руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком,
согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.9.15. Плашечные превенторы должны периодически проверяться
на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается
буровым предприятием.
2.9.16. При замене вышедших из строя деталей превентора или
одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье
превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на
величину давления испытания колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.9.17. Плашки превенторов, установленных на устье скважины,
должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.
Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в
сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
2.9.18. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо
иметь специальную опрессованную бурильную трубу с переводником и
шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике
соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны.
Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный
цвет.
2.9.19. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми
высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и
несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым
устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на
плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или
на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с
соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с
переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом
положении, опрессованные на соответствующее давление.
2.9.20. Для беспрепятственного доступа обслуживающего
персонала к установленному на устье противовыбросовому
оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
2.9.21. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в
верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные
воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых
фонтанов.
2.10. Испытание колонн на герметичность
2.10.1. Испытание кондукторов и технических колонн на
герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от
устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым
раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
2.10.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность
опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на
устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная
колонна дополнительно должна испытываться на герметичность
снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной
добыче нефти.
2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом
опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно
превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также
при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается
герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось
не более чем на 5 кгс/кв. см (0,5 МПа).
2.10.4. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным
на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания
цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно
опрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем
подъем ее на 10 - 20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения
герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во
время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных
скважинах с высоким газовым фактором (200 куб. м/т и выше) и
других скважинах с избыточным давлением на устье более 100
кгс/кв. см (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной
головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом
(азотом) в соответствии с проектом. В обоснованных случаях
разрешается по согласованию с территориальными органами
Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.
2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины
опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не
превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.
2.11. Освоение и испытание законченных бурением скважин
2.11.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть
начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной
колонной и качество сформировавшейся крепи отвечает проекту и
требованиям охраны недр;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована
совместно с колонной головкой и превенторной установкой,
герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и
выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с
утвержденной схемой.
2.11.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной
колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по
утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором с
плотностью, отвечающей требованиям п. 2.7.3.3 настоящих Правил.
Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора
в скважину осуществляются в соответствии с требованиями п. п.
4.5.9 и 4.5.11 настоящих Правил.
Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне
производится по специальному плану, согласованному с заказчиком.
2.11.3. Во время перфорации производителем работ должно быть
установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его
снижение не допускается.
2.11.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины
должна быть опрессована на величину пробного давления, а после
установки - на давление, равное давлению опрессовки
эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.11.5. Комплекс работ по освоению скважины должен
предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой
"шапки";
- термогидрогазодинамические исследования по определению
количественной и качественной характеристики пласта и его геолого
- физических параметров;
- сохранение, восстановление или повышение проницаемости
призабойной зоны;
- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и
открытых фонтанов;
- охрану недр и окружающей среды.
2.11.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность
цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина
которой устанавливается предприятием по согласованию с заказчиком
с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.
2.11.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания
регламентируемых депрессий за счет:
- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности,
техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в
плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть
более 0,50 - 0,60 г/куб. см; при большей разнице плотностей должны
быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;
- использования пенных систем.
2.11.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне
посредством свабирования, использования скважинных насосов,
нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней
скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному
ведению работ, разработанными предприятием. Использование воздуха
для снижения уровня жидкости запрещается.
2.11.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением
на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры
которых должны соответствовать условиям работы скважины.
Лубрикатор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной
колонны.
2.11.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению,
составляется план с учетом технологических регламентов на эти
работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План
утверждается техническим руководителем бурового предприятия и
согласовывается с заказчиком.
2.11.11. О проведенных работах по освоению и испытанию
скважины ежедневно составляется рапорт.
2.12. Особенности строительства и эксплуатации скважин
в зонах распространения многолетнемерзлых пород
2.12.1. Технология строительства скважин в зонах
распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться
мерзлотными и климатическими условиями данной территории. Вводу
площадей в бурение должно предшествовать создание детальных
мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего
разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с
однотипными параметрами ММП.
2.12.2. Размещение глубоких разведочных и эксплуатационных
скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и
мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и
базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной
на региональных и детальных геокриологических картах данной
площади, составленных по материалам исследований в режимных и
мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не
допускается нарушение равновесного состояния тундры
(поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение
окружающей среды).
2.12.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым
оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением
поверхностного покрова.
2.12.4. Конструкция скважин должна обеспечивать надежную
сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего
цикла строительства и эксплуатации за счет применения
соответствующих технических средств и технологических решений.
2.12.5. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м
необходимо вести преимущественно без промывки водными растворами с
целью предупреждения кавернообразования и растепления пород.
Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с
цементным раствором соответствующего состава.
2.12.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при
протаивании пород криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже
этих пород не менее чем на 50 м в устойчивых отложениях. Муфта
кондуктора должна быть на высоте не менее 0,3 м от уровня земли
или отсыпки.
2.12.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в
качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.
2.12.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП
в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие
полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым
содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а
также долота диаметром меньше номинального с последующим
расширением ствола скважины до проектного значения.
2.12.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие
показатели бурового раствора, как температура, вязкость,
статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность,
должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на
приствольную зону. Перечисленные показатели должны
контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.
2.12.10. Бурение наклонно - направленного ствола в интервалах
залегания ММП не допускается.
2.12.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент
для "холодных" скважин с ускорителем схватывания.
2.12.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже
8 - 10 град. C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не
превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.
2.12.13. При опрессовке колонн и межколонных пространств
следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и
используемые буферные жидкости.
2.12.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн
и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их
простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит
от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и
наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей
жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием -
исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием и
территориальными органами Госгортехнадзора России. При отсутствии
замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить
оснащение их комплексом забойного оборудования, включая клапаны -
отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи замерзающих
жидкостей - периодический контроль температуры крепи глубинными
термометрами.
В случае падения температуры до опасных значений необходимо
обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой
жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации)
проведение замораживания без перфорации.
2.12.15. Работы по вызову притока могут быть начаты только
после обследования состояния скважины глубинными приборами
(калибраторами, термометром, манометром), установления их
проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП
прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.
3. Требования к безопасному ведению работ при добыче,
сборе и подготовки нефти, газа и газового конденсата
3.1. Общие положения
3.1.1. На каждый технологический процесс проектной
организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим
предприятием утверждаться технологический регламент, который
уточняется после пусконаладочных работ.
3.1.2. Отказы, неполадки оборудования и систем, нарушения
технологического регламента, другие инциденты регистрируются
предприятием в соответствии с требованиями Федерального закона "О
промышленной безопасности опасных производственных объектов" [41].
3.2. Проектирование обустройства нефтяных, газовых
и газоконденсатных месторождений
3.2.1. Проект обустройства месторождений должен обеспечить
оптимальную разработку месторождения в соответствии с
технологической схемой разработки, подготовку всех видов
углеводородного сырья к транспорту. Уровень промышленной
безопасности производственных объектов должен соответствовать
требованиям настоящих Правил и других нормативных документов.
Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть
выполнена оценка уровня теплового, ударного, токсичного,
радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду
при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой
оценки определяется уровень автоматизации технологических
процессов и технических средств защиты, а также необходимые
защитные зоны.
Проект должен пройти независимую экспертизу в организациях,
имеющих соответствующую лицензию. Допускается проведение
экспертизы заказчиком с привлечением независимых экспертов,
имеющих соответствующую лицензию.
3.2.2. Проект должен предусматривать:
- максимальную автоматизацию объектов, исключающую
необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и
обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах
управления технологическим процессом;
- систему неразрушающего контроля несущих конструкций и
антикоррозионной защиты оборудования и трубопроводов;
- многоуровневую систему блокировок и предохранительных
устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;
- выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций,
включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;
- составление плана действия персонала в аварийной ситуации на
каждом объекте;
- герметизированную систему сбора и транспортирования продукта
с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов,
их утилизацию из мест аварийных утечек;
- резервы технологического, энергетического оборудования, а
также запасы воды, топлива, химреагентов и материалов,
обеспечивающих локализацию аварий, пожара, загазованности и
восстановление устойчивой работы объекта;
- расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с
учетом требований Приложений 5, 6 <*> настоящих Правил.
--------------------------------
<*> Приложение 6 не приводится.
В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных
технологических параметров с лучшими аналогами по уровню
безопасности и надежности производства.
3.3. Оборудование, аппаратура, технологические процессы
3.3.1. Технологическое оборудование и трубопроводы должны
удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной
стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.
3.3.2. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:
- приборами контроля за технологическими параметрами
(давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта;
- системой приборов по диагностике компрессорного оборудования
(вибрация, температура подшипников и др.);
- системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;
- системой вентиляции;
- блокировками остановки компрессора при нарушении
технологических параметров, загазованности воздушной среды,
неисправности вентиляционной системы;
- пультами управления в компрессорном помещении и в
операторном зале;
- системой радио- или телефонной связи, пожаротушения.
3.3.3. На кусте скважин выкидные нефтегазопроводы, газопроводы
газлифта, станки - качалки, станции управления, трансформаторные
подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну
сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме
технологического) на эту территорию запрещается.
3.3.4. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного
|
