Требования промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли (стр. 3 )

Испытание на герметичность и прочность после изготовления и ремонта деталей, узлов с применением сварки производится согласно технической документации на пробное давление, после монтажа на буровой установке на рабочее давление с коэффициентом безопасности 1,25, но не менее 0,3 МПа, с выдержкой не менее 10 минут и оформлением акта в составе пусковой документации.

При установке за пределами помещения воздухосборники обеспечиваются укрытием от метеоосадков и механического повреждения.

Применение резинотканевых шлангов от компрессора до воздухосборника не допускается.

При опасности механического повреждения на воздухопроводе устанавливаются защитные устройства и знаки безопасности. Для защиты от коррозии производится соответствующая окраска.

Не допускается эксплуатация пневматической системы при предельном давлении.

Для соответствия качества воздуха устанавливаются воздухозаборные устройства, фильтры, предусматривается система осушки.

На предохранительном клапане устанавливается и крепится линия для отвода воздуха в безопасное место.

Глава 7. Ввод в эксплуатацию буровой установки

177. Буровая установка обеспечивается замкнутой циркуляционной системой бурового раствора, системой сбора сточных вод и шлама, исключающих загрязнение окружающей среды.

178. Площадка для буровой установки планируется с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в сторону отстойных емкостей.

179. На рабочей площадке устанавливаются стационарные или передвижные мостки и стеллажи с упорами. Мостки устраиваются шириной не менее 1 м, высотой не более 0,5 м и ступенями. Размеры стеллажей определяются из условия возможности безопасной укладки труб и штанг, для данной скважины.

Длина мостков и стеллажей устанавливается с условием укладки труб и штанг без деформации. При высоте мостков над уровнем земли более чем на 0,5 м устанавливаются лестницы с перилами.

Для предотвращения раскатывания труб на стеллажи устанавливают предохранительные устройства.

Площадка обеспечивается знаками безопасности, освещением и ограждением опасной зоны, согласно проекта.

180. Подготовительные работы к бурению скважины, оснастка талевой системы, бурение и оборудование шурфа и другие производятся в соответствии с проектом.

181. Буровая установка до начала бурения укомплектовывается долотами, бурильными трубами, обсадными трубами под кондуктор и первой промежуточной колонной (если до ее спуска менее 30 суток), приспособлениями малой механизации, набором ручного инструмента, контрольно-измерительными приборами, блокирующими и предохранительными устройствами, быстроизнашиваемыми деталями и узлами бурового оборудования, ловильным инструментом, противопожарным инвентарем, аварийной сигнализацией, переговорными устройствами, средствами защиты, запасом материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора под кондуктор и первую промежуточную колонну. Запас бурового раствора и его свойства соответствуют проекту.

182. Буровая организация имеет в наличии проект на строительство скважины, геолого-технический наряд на производство буровых работ, эскиз компоновки низа бурильной колонны, монтажную схему бурового оборудования, схемы коммуникаций, электросетей и заземляющих устройств.

183. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется по решению комиссии по приемке буровой установки. Готовность к пуску оформляется актом согласно приложению 6.

Глава 8. Бурение скважин

184. Бурение скважины начинается при наличии технического проекта на строительство данной скважины.

185. В процессе бурения скважины проводятся ее исследования по уточнению геологической характеристики, наличия водяных, нефтяных и газовых горизонтов, пластовых и паровых давлений по всем стратиграфическим горизонтам.

186. Бурильщик и члены вахты ежесменно проверяют состояние безопасности рабочих мест, оформляют записи в журнале в соответствии с технологическим регламентом.

187. Руководитель бригады представляет суточный отчет.

188. Бурильщик в процессе работы контролирует показания приборов, исправность технологических средств и действия работников по соблюдению Требований промышленной безопасности. При обнаружении нарушений сообщает руководителю работ и принимает меры по обеспечению безопасности оборудования, процессов и действий персонала согласно технологического регламента и указаний руководителя работ.

189. В аварийной ситуации, при пожаре вводится в действие ПЛА, производится герметизация устья и эвакуация персонала.

190. Бурение шурфа под ведущую (рабочую) трубу производится с использованием специального устройства. Высота верхней части шурфа над уровнем настила рабочей площадки составляет 50-80 см.

Для установки ведущей трубы применяются устройства механизации.

191. Тормозной рычаг обеспечивается фиксатором. При ручной подаче применяется страховочное устройство, закрепленное с настилом площадки бурильщика.

192. В процессе бурения не допускается снимать ограждение, отключать блокировки и предохранительные устройства.

193. При бурении не допускается превышать допустимые нагрузки и давление циркуляции бурового раствора.

Перед началом бурения проверяется техническое состояние породоразрушающего инструмента, забойного двигателя, компоновки бурильной колонны, КИПиА.

При обнаружении неисправности спуск на бурение не допускается.

194. Контроль технологического процесса производится с регистрацией режима бурения и газопоказаний на диаграммах. Параметры бурового раствора и время замера указываются в журнале.

195. При невозможности соблюдения режима бурения, обнаружения признаков опасной ситуации и нарушения безопасности производится оповещение бурильщика и руководителя работ. Последующие действия работники выполняют согласно его указаниям.

196. При остановке работ принимаются меры по предупреждению аварий.

При длительной остановке бурения по указанию руководителя объекта бурильный инструкмент поднимается в интервал спущенной обсадной колонны с герметизацией устья.

Для предупреждения осложнений в открытом стволе производится периодическое шаблонирование, промывки и проработки с регистрацией в журнале.

197. В процессе бурения при вскрытии продуктивного горизонта и остановке бурения осуществляется контроль признаков ГНВП, газопоказаний бурового раствора и воздуха рабочей зоны.

Для этой цели предусматривается установка станции геолого-технического контроля.

Перед вскрытием продуктивных горизонтов производится проверка готовности к ликвидации ГНВП, устанавливаются предупредительные плакаты и знаки безопасности.

198. В процессе бурения контролируются параметры:

вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

соответствие бурового раствора геолого-технического наряда;

расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

давление в манифольде буровых насосов;

уровень раствора в приемных емкостях при бурении и на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;

крутящий момент на роторе;

газопоказания бурового раствора.

199. Способы и режимы бурения, типы долот выбираются с учетом геолого-технических условий проводки скважин и обеспечения качественных показателей по интервалам бурения и в целом по скважине при условии обеспечения промышленной безопасности.

Выбор типов долот, способов и режимов бурения скважин осуществляются на основе данных, полученных при проводке опорно-технологических и других скважин и по данным близлежащих скважин (площадей).

200. В процессе бурения скважины осуществляется контроль за траекторией ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется горно-геологическими условиями бурения, проектной и фактической траекторией ствола скважины. При бурении вертикальных скважин отклонение от вертикали не превышает 3-5 градусов.

201. Системы телеметрического контроля при бурении направленных и горизонтальных стволов предусматриваются и указываются в проекте.

202. Изменение компановки низа бурильной колоны (далее – КНБК) в процессе бурения не рекомендуется. Каждое изменение жесткости КНБК технологически обосновывается.

203. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость проходки ограничивается до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

204. В аварийных случаях на скважинах, находящихся в бурении, когда применение других методов ликвидации не эффективно, забуривание второго и последующих стволов скважины для ликвидации аварии, осуществляется по плану организации работ.

205. При восстановлении бездействующих скважин эксплуатационного фонда, реконструкции скважин, связанных с проводкой нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения, проводится по проектной документации на строительство этой скважины.

206. На буровой ведутся журналы:

1) вахтовый;

2) геологический;

3) параметров бурового раствора;

4) учета долива при спуско-подъемных операциях (далее − СПО) и расходов химических реагентов;

5) учета работы дизелей;

6) меры бурильной колонны;

7) отработки долот;

8) наработки талевого каната;

9) учета потребления технической воды и буровых промышленных стоков;

10) контроля воздушной среды.

Глава 9. Конструкция скважины

207. Конструкция скважины обеспечивает:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержание пластового давления, теплового воздействия других методов повышения нефтегазоотдачи 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 скважин, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от дневной поверхности;

максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины;

проведение испытания на прочность и герметичность;

на месторождениях с наличием сероводорода, вредных и агрессивных веществ применяются обсадные трубы, тампонажные цементы и материалы устойчивые к воздействию коррозии и сульфидно-коррозионному растрескиванию;

соответствие фактическим геолого-техническим условиям строительства и эксплуатации скважин.

208. Оптимальное число обсадных колонн, глубина их спуска определяется количеством зон несовместимыми с условиями бурения по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва (прочности и устойчивости пород, зон с интенсивными поглощениями).

Башмак последней колонны (до спуска эксплуатационной колонны), перекрывающей породы, склонные к текучести или к пластическим деформациям, устанавливать ниже их подошвы.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов предусматривается спуск как минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород при герметизации устья.

209. Необходимая разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадных колонн выбираются исходя из оптимальных величин зазоров, установленных практикой бурения, и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, качественное их цементирование

210. Выбор обсадных труб проводится с учетом избыточных ожидаемых наружных и внутренних давлений, осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида, как на стадиях строительства, так и при эксплуатации скважины.

211. При бурении вертикальных скважин роторным способом через 50-60 рейсов бурильной колонны, наклонно-направленных и горизонтальных скважин через 40-50 рейсов бурильной колонны, измерять износ обсадной колонны геофизическими методами с целью решения вопросов определения ее остаточной прочности.

212. Прочность обсадных колонн с устьевым оборудованием и ПВО определяется требованиями противофонтанной безопасности:

1) герметизация устья и задавка скважины при ликвидации ГНВП, выброса, открытого фонтанирования;

2) воздействие гидростатического и динамического давления бурового раствора, максимальной плотности находящейся в колонне;

3) воздействие максимальных сминающих нагрузок при ГНВП, открытом фонтанировании, зон поглощения и текучести;

4) воздействие вертикальных нагрузок на растяжение и смятие.

213. Конструкция устья скважины и колонной головки предусматривают предупреждение и ликвидацию аварий и ГНВП:

подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на стадиях работы скважины (колонны), и подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийной задавки скважины.

Глава 10. Крепление ствола скважины

214. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску (шаблонировка, калибровка, мера и другие), спуск и цементирование обсадных колонн проводится по плану организации работ. К плану прилагаются исходные данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, акт готовности буровой установки к спуску колонны.

215. Перед спуском обсадной колонны в стволе скважины производится комплекс электрометрических и других исследовательских работ для осуществления технологического процесса крепления. Проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии ГНВП или поглощении бурового раствора до их ликвидации не допускается.

216. Расчет обсадных колонн на прочность производится под максимальным ожидаемым избыточным давлением, определяемым с учетом глубины замещения раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью при газонефтеводопроявлениях
или открытом фонтанировании.

Для остальных скважин глубина замещения устанавливается с учетом степени надежности для каждой группы скважин при составлении проекта.

217. Проектом на строительство скважины предусматривается подъем тампонажного раствора:

1) за кондуктором – до устья скважины;

2) за промежуточными колоннами – с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м;

3) за эксплуатационными колоннами:

нефтяных скважин - с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 метров;

для газовых и нагнетательных скважин – до устья.

При использовании в газовых и нагнетательных скважинах обсадных труб с узлом герметизации резьбовых соединений типа «металл-металл» осуществляется подъем цемента в башмак предыдущей колонны не менее 100 м.

Направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.

218. Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн составляет не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

219. Максимальная длина не цементируемой верхней части колонны принимается из расчета полной ее разгрузки при оборудовании устья скважины колонной головкой.

220. Устройства ступенчатого цементирования и стыки секций обсадных колонн располагаются:

1) в обсаженном стволе скважины предыдущей колонной выше башмака ее не менее, чем на 50 м; то же относится к «голове» потайной колонны;

2) в необсаженной части скважины – в интервале устойчивых пород с диаметром ствола, близким к номинальному, ниже верхней границе интервала не менее 30-50 м и выше нижней границы не менее 50-75 м.

221. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей флюидосодержащих пластов при закачке в один прием бывает не более той, при которой:

обеспечивается превышение не менее чем на 2 % гидростатического давления составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над максимальным пластовым давлением;

исключается возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора в конце продавки;

обеспечивается необходимая прочность колонны при разгрузке на цементное кольцо для установки колонной головки.

222. Не допускается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации осложнений.

223. Перед спуском и цементированием обсадных колонн руководитель работ, бурильщик и специалисты проводят проверку технического состояния буровой вышки (мачты); основания; лебедки; талевой системы; спуско-подъемного оборудования и инструмента; силового привода; состояние приемного моста, площадки, нумерации и укладки труб; настила; наличие ограждений, блокировок и страховочных устройств; исправность КИПиА буровой установки и станции контроля цементирования; готовность цементировочных агрегатов; наличие цемента и химических реагентов; наличие средств освещения; безопасные зоны и расстояния расположения техники и персонала; установка знаков безопасности; назначение руководителей и исполнителей работ; установление режима и графика работ; наличие индивидуальных и коллективных средств для защиты персонала; введение пропускного режима на территорию объекта.

По результатам проверки составляется акт готовности объекта к спуску и цементированию обсадной колонны.

При обнаружении неисправности оборудования, производится ее устранение до начала работ по спуску и цементированию.

При отклонении от плана организации работ оповещается руководитель работ, технический руководитель организации и дальнейшие действия выполняются по их указанию, принимаются дополнительные меры по обеспечению безопасности.

224. До спуска обсадной колонны производится шаблонирование и подготовка ствола скважины согласно плану организации работ.

225. Спуск обсадных колонн производится с использованием средств механизации, спайдера, элеваторов соответствующей грузоподъемности и ключей.

226. Предохранительные кольца и ниппели отвинчиваются ключами и укладываются за пределами рабочей зоны площадки.

227. Перед спуском производится проверка шаблоном каждой обсадной трубы, состояние резьбы и наружной поверхности. При несоответствии труба бракуется с нанесением метки краской.

Не допускается находиться у нижней части обсадной трубы при шаблонировании.

228. При спуске бурильщик контролирует полный наворот резьбы каждой обсадной трубы, показания индикатора веса, долив скважины, объем и параметры вытесняемого бурового раствора, наличие газопоказаний.

229. После спуска обсадных труб производится подготовка площадки и устья для тампонажной техники.

Для безопасного обслуживания цементировочных агрегатов, цементно-смесительных машин, станции контроля цементирования устанавливаются расстояния:

от устья скважины до блок-манифольдов не менее 10-12 м;

от блока – манифольдов до цементировочного агрегата не менее 5-10 м;

между цементировочным агрегатом и цементно-смесительной машиной не менее 1,5 м.

Кабины передвижных агрегатов располагаются в направлении от устья скважины.

230. Цементировочная головка до установки на колонну опрессовывается с постепенным повышением давления, превышающего максимальное, расчетное давление для цементирования скважины, с коэффициентом безопасности 1,5 и выдержкой не менее 5 минут.

231. Трубопроводы и манифольды от цементировочного агрегата до цементировочной головки опрессовываются на максимальное давление, ожидаемое в процессе цементирования скважин, с коэффициентом безопасности 1,5 и выдержкой не менее 5 минут.

232. Скважину допускается цементировать при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, манометра на цементировочной головке.

233. Цементирование скважин производится в дневное время. При цементировании скважины в вечернее и ночное время установленные агрегаты на площадке освещаются. Каждый цементировочный агрегат имеет индивидуальное освещение.

234. Расчетная продолжительность цементирования определяется из условия не более 75 % времени начала затвердевания тампонажного раствора.

235. Перед цементированием производится лабораторный анализ тампонажной смеси и определяется время начала затвердевания на образцах с записью в журнале.

236. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования рассчитываются и осуществляются с условием минимальной возможной репрессии на продуктивные горизонты и предупреждения осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением.

В процессе цементирования обеспечивается регистрация параметров, с записью в журнале.

237. Высота верхней части обсадной колонны определяется согласно схеме оборудования устья и конструкции колонной головки, с учетом возможности ведения аварийных работ при ликвидации открытого фонтанирования.

238. Испытание обсадных колонн и устья на прочность и герметичность проводится в соответствии с планом организации работ, проектом, технологическим регламентом.

239. После спуска обсадной колонны, цементирования, испытания на прочность и герметичность составляются акты с заключениями геофизических исследований по состоянию обсадной колонны и цементного кольца.

240. Территория объекта и площадки после завершения работ по креплению скважин приводятся в безопасное состояние.

Глава 11. Контроль герметичности скважины

241. Тип резьбового соединения обсадных труб соответствует ожидаемому флюиду и давлению в процессе эксплуатации. Конец свинчивания резьбовых соединений обсадных труб контролируется величиной, прилагаемого крутящего момента и захода ниппеля в муфту. Эти величины, герметизирующие составы для резьбовых соединений и технология их применения соответствуют рекомендуемым поставщиком труб или технологическому регламенту.

242. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования оборудуются элементами технологической оснастки (в случае возможности их установки), номенклатура, количество и места установки которых определяются проектом на строительство скважины и уточняются в рабочем плане на спуск колонны. Элементы оснастки, в том числе их резьбовые соединения, стыковочные узлы и другие встраиваемые элементы в состав обсадной колонны, не снижают ее герметичность и расчетную прочность.

243. Выбор серийно выпускаемых тампонажных материалов и растворов на их основе осуществляется с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень соответствуют диапазону статистических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в процессе цементирования в скважине, в интервале цементирования;

плотность тампонажного раствора придерживается 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.

По согласованию с проектировщиком, допускается крепление опытными тапонажными материалами или композициями, обепечивающими прочность и долговечность крепи не ниже проектных.

244. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевания, прочность и другие) не допускается.

245. На площадях и месторождениях, где ожидаются пластовые давления выше гидростатических, на газовых месторождениях составляется план спуска и цементирования эксплуатационных колонн, и работы проводятся в присутствии представителей АСС.

246. Во время ремонтно-изоляционных работ по цементированию, в случае некачественного цементирования не допускается в газовых скважинах производить перфорацию обсадных колонн в зоне возможного гидроразрыва пластов, в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

247. Проверка на герметичность промежуточной колонны и противовыбросового оборудования производится в присутствии представителя АСС, а эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры - в присутствии АСС и заказчика с последующим оформлением актов согласно приложению 7.

Глава 12. Эксплуатация противовыбросового оборудования

248. После спуска кондуктора и промежуточной колонны, при бурении ниже которых до спуска очередной колонны возможны ГНВП вскрытие пластов с аномально высокими давлениями на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки.

Посадочный фланец колонной головки устанавливается на кондуктор на резьбовом соединении.

Рабочее давление блока превентеров и манифольда придерживается не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины.

249. Буровая организация разрабатывает и утверждает типовые технологические и монтажные схемы обвязки с учетом требований технологического регламента по эксплуатации противовыбросового оборудования.

250. Для каждой буровой типовая схема составляется с учетом рельефа местности, линия электропередачи, дорог, бурового вспомогательного оборудования и коммуникаций.

251. До начала бурения эти схемы рассматривают представители АСС.

252. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части включают фланцевую катушку и разъемный желоб с целью облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

253. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования направляются в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины на опорах и креплениях к ним. Линии и установленные на них задвижки имеют внутренний диаметр одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины, после блока задвижек допускается увеличение их диаметра более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидов до всех коммуникаций и сооружений составляет не менее 100 м для всех категорий скважин.

254. Длина линий принимается:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/м3. – не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/м3, для газовых и разведочных сважин – не менее 100м.

255. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, имеют верхний предел диапазона измерений, на 30 % превыщающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

256. ПВО собирается из узлов и деталей заводского изготовления.

257. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливается основной и вспомагательный пульт.

Основной пульт управления на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомагательный непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных газонефтеводопроявляющихся пластов.

258. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой устанавливается два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородосодержащих пластов на буровой устанавливаются три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй – между рабочей трубой и бурильной колонной, третий является резервным.

Все шаровые краны находятся в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой устанавливаются два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении.

259. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте, а после ремонта связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса - на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками опрессовываетя на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверяется путем открытия и закрытия плашек.

260. 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 опрессовывается водой или азотом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

5 МПа (50 кг/см2) – для ПВО, рассчитанного на давление до 21 МПа (210 кгс/см2);

10 МПа (100 кгс/см2) – для ПВО, рассчитанного на давление выше 21 МПа(210 кгс/см2).

Результаты опрессовки оформляются актом согласно приложению 8.

261. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца, дальнейшее бурение скважины продолжается с разрешения представителя АСС.

262. Плашечные превенторы периодически проверяются на закрытие и открытие, перед СПО, вскрытием пластов, после ликвидации аварии и других отклонений от нормы. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже одного раза в неделю.

263. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки и смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

264. Перед спуском обсадной колонны при вскрытых пластах с возможным ГНВП плашки одного из превенторов соответствуют диаметру спускаемой колонны. На мостах находится бурильная труба с переводником и шаровым краном.

265. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой устанавливается твердый настил.

Глава 13. Буровые растворы

266. Тип и свойства бурового раствора определяются проектом. Предусматривается утилизация и возможность вывоза бурового раствора на другие буровые для повторного применения, исключив загрязнения окружающей среды.

267. При выполнении работ по приготовлению и обработке бурового раствора (промывочной жидкости) применяются средства защиты, обеспечивающие безопасность персонала от воздействия химических реагентов в соответствии с технологическим регламентом.

268. Плотность бурового раствора (если она не вызывается необходимостью обеспечения устойчивости стенок скважины) в интервалах совместных условий бурения определяется из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) на величину:

1) 10-15% - для скважин глубиной до 1200м (интервалов от 0 до 1200м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2.);

2) 5-10% - для скважин глубиной до 2500м (интервалов от 1200 до 2500м), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см2);

3) 4-7% - для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа (35 кгс/см2).

269. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового раствора (по замерам раствора, освобожденного от газа) от установленных проектом предельных величин больше, чем на ±20 кгс/м3 (0,02 г/см3).

270. Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем и их расход производится в соответствии с подобранной рецептурой и регистрируется по каждой смене отдельно.

271. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов определяется для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

272. Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора подбирается путем ступенчатого ее повышения.

273. Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора соответствуют технологическим регламентам, контролируется специалистами организации проектировщика при осуществлении авторского надзора за строительством скважин.

274. Контроль параметров бурового раствора определяется в соответствии с проектом, технологическим регламентом с записью в журнале.

275. В процессе бурения и промывки скважины параметры (свойства) бурового раствора контролируются с периодичностью - плотность и условная вязкость через 10 – 15 минут; температура, фильтрация, содержание песка, содержание коллоидной фазы, рН, СНС1/10 и реологические показатели (эффективная вязкость и динамическое сопротивление сдвига) - каждые 4 часа. При разбуривании газовых горизонтов плотность бурового раствора, выходящего из скважины, и после дегазатора измеряется через каждые 5 минут, остальные показатели с периодичностью, указанной выше. При отсутствии на буровой газокаротажной станции два раза в смену проводится контроль бурового раствора на насыщенность его газом.

276. Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю контролируются специалистами буровой организации с выдачей руководителю работ результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

277. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то принимать меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и другие) и их устранению.

278. Не допускается повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора с длительными перерывами на заготовку новых. Утяжеление бурового раствора производится при циркуляции его в процессе всего цикла.

279. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа осуществляются комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.

280. При прохождении продуктивных или газовых пластов, в которых давление ожидается выше гидростатического, буровая обеспечивается рабочим раствором в циркуляционной системе в количестве 1,5-кратного объема скважины и запасным раствором в количестве одного объема скважины.

Параметры бурового раствора, находящегося в запасных емкостях соответствуют параметрам рабочего бурового раствора.

281. Компоненты буровых растворов проходят токсикологическую экспертизу в соответствии с требованиями технологического регламента.

282. При несоответствии геолого-технических условий или возникновении осложнений изменение параметров производится в соответствии с проектной организацией и АСС при вскрытии продуктивного горизонта.

При осложнении в опасной и аварийной ситуации изменение параметров производится в соответствии с ПЛА по указанию руководителя работ и согласованию с техническим руководителем организации, с последующим оформлением изменения (дополнения) в установленном порядке.

283. Максимальное допустимое давление при циркуляции бурового раствора не превышает величину давления гидроразрыва пласта или поглощения.

284. В интервале осложнений параметры бурового раствора устанавливаются и корректируются из условия обеспечения устойчивости открытой части ствола скважины в интервале бурения, с учетом превышения пластового давления согласно проекта и технологического регламента.

285. При поглощении бурового раствора и опасности ГНВП составляется план по регулированию параметров, промывке скважины, режиму бурения с целью предупреждения аварии.

286.Устройства для приготовления и обработки бурового раствора включаются по указанию руководителя работ после проверки технического состояния и обеспечения безопасности персонала.