Neftrus.com

2.7.1. Проходка ствола

2.7.1.1. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- плотность, структурно-механические и реологические свойства 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 в процессе уг­лубления, при промывках скважины и проведении спус-коподъемных операций;

- крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

Показатели веса на крюке, давления в манифольде бу­ровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле зрения бурильщика.

2.7.1.2. При бурении наклонно направленных и гори­зонтальных скважин должны контролироваться:

- азимут и зенитный угол ствола скважины;

— пространственное расположение ствола скважины;

— взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин. -

Периодичность контроля устанавливается проектом или организацией.

2.7.1.3. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раство­ра из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

2.7.1.4. Проведение работ с регулированием дифферен­циального давления в системе скважина-пласт, в том числе с несбалансированным пластовым давлением, с использо­ванием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с проек­том или дополнением к проекту, согласованному и утверж­денному в установленном законодательством порядке.

2.7.1.5. Буровой организацией рекомендуется разраба­тывать мероприятия по профилактике и ликвидации ти­повых аварий и осложнений.

2.7.1.6. При длительных остановках или простоях сква­жин, во вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли, плас­тичные глины и т. п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины дол­жен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.

2.7.1.7. При проведении ремонтно-изоляционных ра­бот запрещается перфорация обсадных колонн в интервале

возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора, а так­же проницаемых горизонтов.

2.7.1.8. Аварийные работы по освобождению прихвачен­ного бурильного инструмента, обсадных колонн с приме­нением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и т. п.) должны проводиться по специальному про­екту (плану), разработанному и утвержденному совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию (право) на проведение этого вида работ (Единые правила безопасности взрывных работ, утвержденные постановле­нием Госгортехнадзора России от 30.01.01 № 3, зарегист­рированным Минюстом России 07.06.01 г., рег. № 2743).

2.7.1.9. Перед спуском в скважину нестандартного ава­рийного инструмента должен быть подготовлен эскиз этого инструмента с указанием необходимых размеров и долж­но быть зафиксировано его местоположение в компоновке бурильной колонны.

2.7.1.10. 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.

2.7.1.11. Консервация скважин в процессе их строи­тельства осуществляется в порядке, предусмотренном Инс­трукцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной пос­тановлением Госгортехнадзора России от 22.05.02 № 22, зарегистрированным Минюстом России 30.08.02 г., рег. №3759.

При этом необходимо:

- спустить в скважину бурильные трубы на глуби­ну спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

- загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки;

- ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсо­единить буровой шланг от вертлюга;

- уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогатель­ную лебедки;

- спустить воздух из пневмосистемы буровой уста­новки;

- слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насо­са всасывающие и нагнетательные клапаны;

- обесточить буровую установку (при дизельном приво­де - перекрыть топливопровод);

- обеспечить охрану объекта и контроль за устьем сква­жины.

Дополнительные требования к временной консервации объекта с учетом региональных особенностей и сезонно-климатических условий устанавливаются документацией, разработанной и согласованной организацией в установ­ленном порядке.

2.7.1.12. Буровой мастер должен представлять руко­водству буровой организации суточный рапорт о прове­денных работах.

Форма суточного рапорта устанавливается буровой ор­ганизацией с учетом включения в его состав необходимых данных для технического расследования и установления причин аварий, осложнений и возникновения внештат­ных ситуаций.

2.7.1.13. Организация и порядок смены вахт устанав­ливаются организацией в соответствии с действующим за­конодательством.

2.7.1.14. Периодичность и регистрация инструктажа на рабочем месте в период проходки ствола скважины ус­танавливаютсябуровой организацией с учетом действую­щих нормативов в этой области.

 

2.7.2. Спускоподъемные операции

2.7.2.1. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свин-чивания-развинчивания труб и специальных приспособ­лений.

Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в том числе путем установле­ния четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.

2.7.2.2. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки буриль­ной колонны вращением ротора запрещается.

2.7.2.3. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

2.7.2.4. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

2.7.2.5. Скорости спускоподъемных 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 спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

2.7.2.6. При подъеме бурильной колонны наружная по­верхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

2.7.2.7. При появлении посадок во время спуска буриль­ной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.

2.7.2.8. На устье необходимо устанавливать устройс­тво, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спус­коподъемных операциях.

2.7.2.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.

2.7.2.10. Запрещается проводить спускоподъемные опе­рации при:

- отсутствии или неисправности ограничителя подъ­ема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

- неисправности спускоподъемного оборудования и инструмента;

- неполном составе вахты для работ на конкретной ус­тановке;

- скорости ветра более 20 м/с;

- потери видимости более 20 м при тумане и снего­паде.

2.7.2.11. 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.) с записью в журнале.

2.7.2.12. При спускоподъемных операциях запреща­ется:

- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

- открывать и закрывать элеватор до полной останов­ки талевого блока;

- подавать бурильные свечи с подсвечника и уста­навливать их без использования специальных приспособ­лений;

- пользоваться перевернутым элеватором.

2.7.2.13. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания тале­вой системы.

2.7.2.14. 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 2.7.2.15. В процессе бурения и после окончания долб­ления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.

2.7.2.16. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.

2.7.3. Буровые растворы

2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны со­ответствовать рабочему проекту и в комплексе с техноло­гическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бу­рения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде. - 2.7,3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии га-зонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового дав­ления в интервале совместимых условий бурения.

2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности буро­вого раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего про­ектные пластовые давления на величину не менее:

10% - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% - для интервалов от 1200 м до проектной глу­бины.

В необходимых случаях проектом может устанавли­ваться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глу­боких скважин.

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 следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе буре­ния (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с терри­ториальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлени­ями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в цир­куляции, более чем на 0,02 г/см³ от установленной про­ектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраз­дела 3.8 настоящих Правил, 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/м³ работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 °С пре­вышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмот­ренных рабочим проектом на строительство скважины..

2.7.4. Крепление ствола скважины

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в том числе цементно-бентонитовых смесей) и формиру­емого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки ис­пользования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн про­водятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К ддану при­лагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, резуль­таты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности

скважины и буровой установки к спуску и цементирова­нию колонны.

2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен, комплекс электрометри­ческих работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.7.4.4. Применение цемента без проведения предвари­тельного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продук­тивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализа­ция тампонажных растворов должна быть близка к мине­рализации буровых растворов, применяющихся при вскры­тии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цемен­тирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.4.7. 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 недопущение раз­рыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом ин­тервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. 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.

2.7.4.9. 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.

-' 2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат;

- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуата­ции, в том числе с непромышленными запасами;

- истощенные горизонты;

- водоносные проницаемые горизонты;

- горизонты вторичных (техногенных) скоплений не­фти и газа;

- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

- интервалы, породы которых или продукты их насы­щения способны вызывать ускоренную коррозию обсад­ных труб.

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения сек­ций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей об­садной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирова­ния объединяются в один общий. Разрыв сплошности цемевтиого кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампо-нажного раствора за обсадными колоннами должна обес­печивать:

- 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.

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежу­точной 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.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в экс­плуатацию и далее с периодичностью, установленной до­кументацией изготовителя, должна быть спрессована дав­лением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементи­рования до начала процесса должны быть спрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок  работ по цементированию устанавливается документаци­ей, разработанной тампонажной организацией и согласо­ванной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производс­тва работ, при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

- от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов -не менее 10 метров;

- от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метра.

Кабины передвижных агрегатов должны быть распо­ложены в противоположную от цементируемой скважи­ны сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофи­зических организаций о фактическом состоянии цемент­ного камня за обсадными колоннами.

2.7.5. Испытание крепи скважин на герметичность

2.7.8.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуа­тационные колонны, несущие на себе противовыбросо-вое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и ка­чество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии стребовани­ями Госгортехнадзора России. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состо­яния скважины.

2.7.5.2. Испытание кондукторов и промежуточных 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.

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.

2.7.5.3. 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/см² (0,5 МПа). Присутствие представи­теля заказчика на опрессовке обязательно.

2.7.5.4. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башма­ком колонны при закрытии устья скважины во время от­крытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.5.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3\т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избы­точным давлением на устье более 100 кгс/см² (10 МПа) при­устьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно спрессовывается инерт­ным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.

В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.

2.7.5.6. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность преды­дущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства.

При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметич­ности при опрессовке оценивается не по падению давле­ния, а по отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавли­вается проектом.

2.7.5.7. Во всех случаях плотность опрессовочной жид­кости должна быть достаточной для компенсации избы­точных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

2.7.6. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

2.7.6.1. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводо-проявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскры­тием продуктивного горизонта, и других работ со вскры­тым продуктивным пластом устанавливается иротивовы-бросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее дав­ление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчи­тываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации ус­тья скважины при ликвидации открытого фонтана.

2.7.6.2. Эксплуатация противовыбросового оборудова­ния осуществляется в соответствии с техническими усло­виями изготовителей.

2.7.6.3. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимос­ти от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

- герметизации устья скважины при спущенной буриль­ной колонне и без нее;

- вымыва пластового флюида, поступившего в скважи­ну, на поверхность;

- 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 загерметизированном устье скважины.

2.7.6.4. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной, головки осуществляется проектной организа­цией. Схема установки и обвязки противовыбросового обо­рудования, блоков глушения и дросселирования разраба­тывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими поло­жениями:

- при вскрытии скважиной изученного разреза, пред­ставленного нефтяными и водяными (с растворенным га­зом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье уста­навливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор);

- 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/см² (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными ор­ганами Госгортехнадзора России исходя из характерис­тики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

- четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанав­ливаются на устье в случаях:

а) 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/см² (35 МПа);

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

в) на всех морских скважинах.

2.7.6.5. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием 6т требований настоящих Правил допускаются по специальному разре­шению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обосно­вания, согласованного с противофонтанной службой.

2.7.6.6. 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 м\т - не менее 30 м;

- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м³/т газовых и разведочных скважин — не менее 100м.

На вновь разведуемых площадях длина линий устанав­ливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 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 коммуникации 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.

Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта ус­тановленного образца.

2.7.6.7. На скважинах, где ожидаемое давление на ус­тье превышает 700 кгс/см² (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 организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

2.7.6.8. 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.

2.7.6.9. Противовыбросовое оборудование должно соби­раться из узлов и деталей заводского изготовления отечес­твенной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утверж­денными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

2.7.6.10. 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 перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

2.7.6.11. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном мес­те, иметь взрывобезбпасное освещение и укрытие. На стен­ке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, 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.

2.7.6.12. 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, сероводородсодержащих горизонтов 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 кран является рабочим, второй - резервным.

2.7.6.13. Превенторы вместе с крестовинами и корен­ными задвижками до установки на устье скважины спрес­совываются 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 спрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.6.14. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессова­на водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек спрессовы­ваются водой на давление:

- 50 кгс/см² (5 МПа) - для противовыбросового обо­рудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см² (21 МПа);

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.6.15. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки це ментного кольца за обсадной колонной дальнейшее буре­ние скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя ор­ганизации, выдаваемого в соответствии с порядком, согла­сованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

2.7.6.16. Шашечные превенторы должны периодичес­ки проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией.

2.7.6.17. При замене вышедших из строя деталей пре-вентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают до­полнительной опрессовке на величину давления испыта­ния колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.6.18. 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.

2.7.6.19. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную спрессованную трубу с пе­реводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной характеристике соответствую­щую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашива­ются в красный цвет.

2.7.6.20. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами 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 от крытом положении, спрессованные на соответствующее давление.

2.7.6.21. Для беспрепятственного доступа обслужива­ющего персонала к установленному на устье противовы-бросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

2.7.6.22. 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.

2.7.7. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин

2.7.7.1. Требования настоящих Правил к рабочим про­ектам на строительство скважин, буровым растворам, конс­трукции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового' оборудования обеспечивают возмож­ность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов. Реализация этих возможностей может быть до­стигнута при выполнении дополнительных условий, уста­навливаемых в этом разделе Правил.

2.7.7.2. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалис­ты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

2.7.7.3. 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 плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с приложением 5;

- проверку состояния буровой установки, противовы­бросового оборудования, инструмента и приспособлений;

- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;

~ оценку готовности объекта к оперативному утяже­лению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Организация работы по предупреждению газонефтеводо-проявлений должна осуществляться в соответствии с тре­бованиями, установленными Госгортехнадзором России.

2.7.7.4. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал буриль­ных труб, устье скважины, информировать об этом руко­водство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвида­ции проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке ив затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

2.7.7.5. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины

-и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

2.7.7.6. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового рас­твора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков по п. 2..7.3.3 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливае­мого в скважину, не должны отличаться от находящего­ся в ней.

2.7.7.7. Объемы вытесняемого из скважины при спус­ке бурильных труб и доливаемого раствора при их подъ­еме должны контролироваться и сопоставляться с объ­емом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бу­рового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м³ подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений (ПЛА).

2.7.7.8. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки сква­жины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать кон­троль плотности, вязкости, газосодержания бурового рас­твора следует сразу после восстановления циркуляции.

2.7.7.9. 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.

2.7.7.10. При бурении в продуктивном газовом плас­те механическая скорость должна ограничиваться до зна­чений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

2.7.7.11. Если объемное содержание газа в буровом рас­творе превышает фоновое на 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.

2.7.7.12. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается присту­пить только после заполнения скважины до устья и при отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

2.7.7.13. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, ко­торый согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком.

2.7.7.14. 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 ПЛА.

2.7.7.15. 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 специализированных организаций (служб).

2.7.7.16. Подъем бурильной колонны при наличии си-фена 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 извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) не­обходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором.

2.7.7.17. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтан-ной службы по специальному плану, разработанному шта­бом, созданным в установленном порядке.

Штаб несет полную ответственность за реализацию раз­работанных мероприятий.

2.7.7.18. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи «Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Не­долив скважин - путь к фонтану!».

< Предыдущая		Следующая >