прокладываются соединительные кабели и газовоздушная линия, соединяющая измерительную аппаратуру станции с выносными датчиками;
для установки дегазатора и датчиков контроля параметров промывочной жидкости в желобной системе за пределами основания буровой оборудуется участок желоба прямоугольного сечения с углом наклона не более 5° и размерами: длина 4000 мм, ширина 700 мм, высота 400 мм. Вдоль участка устанавливается площадка длиной не менее 4500 мм, освещаемая в темное время суток;
обеспечивается связь станции ГТИ с бурильщиком и руководителем объекта;
проверяется подготовленность станции ГТИ и буровой установки.
532. Для подготовки и проведения ГТИ руководитель объекта и бурильщик предоставляют работникам ГТИ перед началом смены сведения по производственным операциям:
технологические параметры бурения, характеристики оборудования и инструмента;
способы обработки, параметры, объем и расход промывочной жидкости и вводимых химических реагентов;
сроки и виды ремонтных работ, продолжительность и причины остановки работ, технологических процессов;
время начала и окончания спуско-подъемных операций, проработок, промывок, бурения.
533. В процессе исследований буровая бригада по рекомендации работников станции ГТИ осуществляет управление режимом бурения и оборудованием для проверки и калибровки датчиков, установленных на буровой.
534. При проведении газового каротажа не допускается добавлять нефть и углеводороды в промывочную жидкость.
535. При завершении бурения циркуляция продолжается до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность.
536. По результатам ГТИ производится регистрация данных на диаграммах, в журнале составляется акт исследований. В процессе бурения скважины более года, акт и отчет о результатах исследований составляют на исследуемый интервал.
537. Руководитель объекта, бурильщик информирует руководителя станции ГТИ об отклонениях от проектного технологического режима бурения и физико-химического состава промывочной жидкости. Газовый каротаж проводится с учетом химического состава промывочной жидкости и содержания углеводородов.
538. Руководитель станции ГТИ информирует руководителя объекта, бурильщика о состоянии и результатах исследований и фиксирует в журнале параметры отклонения и возможность возникновения инцидента или аварийной ситуации.
Глава 23. Исследование скважин трубными испытателями пластов
539. Исследование скважин трубными испытателями пластов (далее - ИПТ) проводится после вскрытия объекта в соответствии с проектом строительства скважины и уточненными данными ГТИ обосновывающими применение и интервалы исследований.
540. Проведение работ с ИПТ производится по утвержденному и согласованному плану организации работ, после проверки технического состояния буровой установки с составлением акта и проведением инструктажа персонала.
Для выполнения исследований назначается руководитель работ. Применение ИПТ учитывается в ПЛА. При исследовании опасных объектов с высоким пластовым давлением или наличием сероводорода привлекаются представители АСС.
В плане организации работ указывается технология проведения испытаний; компоновка ИПТ; диаметр забойного штуцера; планируемый перепад давления на пакере; гидростатические давления; объем и параметры промывочной жидкости; периодичность испытания; нагрузка при движении бурильной колонны; расчет противодавления на пласт из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом для предупреждения ГНВП и открытого фонтанирования.
541. Для испытания на приток пластового флюида в плане организации работ предусматриваются и выполняются мероприятия по обеспечению безопасности:
опрессовка обсадной колонны с противовыбросовым оборудованием;
проверка прочности и герметичности колонны бурильных труб и компоновки ИПТ на максимальное избыточное внутреннее и наружное давления, динамическую нагрузку в процессе испытания и задавки скважины, снятия пакера;
оборудование буровой колонны шаровым краном, обратными клапанами, устьевой головкой, опрессовка на давление, указанное в плане организации работ;
произвести оборудование устья манифольдом, буровыми насосами и выкидной линией превенторной установки;
обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину;
оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийной задвижки и шарового крана на устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами компоновки над ротором;
обеспечить на буровой герметичный отвод пластового флюида в емкость;
обеспечить контроль загазованности воздуха рабочей зоны, применение СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ, готовность пожарного инвентаря;
по результатам опрессовки и проверки буровой установки, ПВО, компоновки ИПТ составляется акт готовности скважины.
542. Не допускается проведение работ в скважинах без оборудования устья превенторной установкой.
543. Не допускается проводить испытание скважин с выводом пластового флюида на поверхность при наличии сероводорода, без нейтрализации и дополнительных мер безопасности.
544. Для испытания на объекте работ подготавливается документация:
план исследования скважины;
технические паспорта на индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое оборудование и компоновку ИПТ;
акт на опрессовку противовыбросового оборудования и обсадной колонны;
план ликвидации аварий;
акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованиям скважины ИПТ;
акт на опрессовку устьевой головки, бурильной колонны, компоновка ИПТ;
схема территории с указанием опасных зон и знаков безопасности.
545. В процессе испытания скважины не допускаются отклонения от плана организации работ:
присутствие в опасной зоне работников, не принимающих участие в выполняемых работах;
ремонт бурового оборудования;
включение (остановка) двигателей привода лебедки в период притока и регистрации давления;
подъем инструмента до прекращения выхода из труб воздуха или газа.
546. Испытание скважины ИПТ не допускается при:
неисправности бурового оборудования, инструмента;
отсутствии противовыбросового оборудования или его неисправности;
признаках ГНВП;
не полном составе вахты или использовании практикантов;
отсутствии ответственного руководителя, указанного в плане работ;
несоответствии документации для проведения работ.
547. Руководитель работ по испытанию проводит ежесменный инструктаж работников.
548. При испытании газонасыщенного или газоконденсатного пласта на дорогах, находящихся в зоне скважины, устанавливают предупредительные знаки и выставляют охрану на расстоянии не менее 250 м от скважины для обеспечения пропускного режима.
549. На скважинах (площадях), где проводились исследования с применением радиоактивных изотопов, осуществляется контроль радиоактивности извлекаемого флюида, в соответствии с технологическим регламентом с использованием средств защиты.
Глава 24. Геофизические работы по качеству крепления скважин
550. Геофизические исследования для проверки качества цементирования и крепления скважин проводятся в соответствии с проектами на строительство и планом организации работ.
Геофизические исследования предусматривают определение герметичности обсадных колонн, плотности и состояния распределения цементного камня в затрубном пространстве, наличии или отсутствии разрывов по глубине, зазоров между цементным кольцом и обсадной колонной, стенками скважины и возможных дефектов, методами, указанными в проектной и технической документации.
551. Для исследований применяются радиоактивные вещества (далее - РВ) и источники ионизирующих излучений (далее - ИИИ) в соответствии с проектом, технологическим регламентом.
Руководитель работ и персонал обеспечивается приборами радиоактивного контроля, индивидуальными индикаторами дозиметрического контроля, санитарными книжками для учета в период работы полученной дозы облучения.
Для хранения выделяется охраняемое отдельное помещение, оборудованное в соответствии с санитарными нормами, системой приточно-вытяжной вентиляции, запорными устройствами, знаками радиационной опасности.
Не допускается совместное хранение, независимо от продолжительности, РВ, ИИИ с взрывоопасными, горючими и производственными материалами.
РВ и ИИИ выдаются работником, контролирующим учет, хранение и безопасное использование опасных веществ, с разрешения руководства организации. Источники излучений получает руководитель работ, в журнале производится регистрация под роспись с указанием номера источника и активности.
При возврате РВ, ИИИ в хранилище в журнале производится регистрация с подписью руководителя работ, работника, осуществляющего учет, хранение и использование опасных веществ.
Транспортировка РВ, ИИИ проводится в защитном контейнере, закрытом на замок и укрепленном в подъемнике станции, на отдельной автомашине или прицепе.
Ключ от контейнера находится у руководителя или работника, сопровождающего груз.
На контейнере наносится номер и знак радиационной опасности.
Переноска контейнера, емкости с жидкими РВ на расстояние не более 100 м проводиться на стержне длиной не менее 2 м двумя работниками или одним на тележке. В контейнере помещается один источник.
Допускается хранение источника в транспортном контейнере, закрытом на замок, установленном в подъемнике станции или на прицепе на время проведения работ.
На скважине переносные контейнеры с источниками размещают на удалении не менее 10-15 м от мест нахождения людей. Безопасность хранения обеспечивает руководитель работ.
Транспортное средство обеспечивается знаками радиационной опасности, в соответствии со стандартом и инструкцией.
Для обеспечения радиационной безопасности работы проводятся в технологической последовательности, в минимальные сроки и с применением дистанционных инструментов.
Работы в опасной зоне по времени распределяются равномерно между исполнителями.
Геофизические подразделения, выполняющие исследования, обеспечиваются двумя комплектами дистанционных устройств для перемещения и обслуживания источников, защитными средствами от излучения, знаками безопасности.
При перемещения источника между контейнером и прибором, устье скважины находится в закрытом состоянии, под контролем работников, назначенных за обеспечение безопасности работ от излучения.
Для перемещения, установки применяются дистанционное устройство с страховочным концом и карабином.
При неисправности и происшествиях, связанных с источниками предельной дозе облучения, работник, обеспечивающий безопасность, применяет немедленные действия по оповещению и устранению нарушения, с учетом ПЛА.
При установке и извлечении источника в опасной зоне не допускается находиться работникам, не принимающим участие в работах.
552. Импульсный генератор нейтронов допускается включать после спуска в скважину на глубину не менее 5 м.
Извлечение из скважины генератора нейтронов допускается через 30 мин. после выключения.
Ремонт и настройка высоковольтного блока и нейтронной трубки генератора на скважине не допускаются.
553. При проведении геофизических исследований в эксплуатационных скважинах с применением открытых радиоактивных изотопов не допускается выход на поверхность активированной промывочной жидкости или пластового флюида общей гамма-активностью, превышающей норму безопасности указанную в плане организации работ, нормативных документах.
Не допускаются работы с применением открытых радиоактивных изотопов в скважинах глубиной менее 400 м, применение изотопов с периодом полураспада более 60 суток.
Перед закачкой радиоактивных изотопов в пласт или затрубное пространство производится проверочная закачка неактивированной жидкости.
Открытые радиоактивные изотопы транспортируются на скважину на автотранспорте, оборудованном для перевозки радиоактивных веществ, в контейнерах защитного исполнения, в соответствии с документацией изготовителя.
Радиоактивные изотопы транспортируют в герметичных ампулах, в упаковке, предохраняющей от механических повреждений.
Геофизические исследования в скважинах с применением короткоживущих изотопов проводятся с применением нейтронно-активационной установки, позволяющей приготавливать необходимые для работы концентрации радиоактивных веществ непосредственно на скважине.
Для приготовления радиоактивного раствора ампулу с РВ используют безопасным методом с применением дистанционного устройства, не допуская разлива раствора, попадания на работника и в окружающую среду.
При завершении работ с радиоактивным раствором оборудование, территория объекта, одежда, средства защиты, работники проверяются на радиоактивное излучение. По результатам проверки составляется акт и регистрация в журнале под роспись с указанием даты и времени проверки.
При обнаружений излучений проводится дезактивация.
Отходы и неиспользованный радиоактивный раствор разбавляются до допустимой концентрации и удаляются за пределы объекта для утилизации.
Глава 25. Геофизические исследования скважин
при наличии сероводорода
554. Промыслово-геофизические работы (далее – ПГР) в скважинах, вскрывших пласты, содержащие сероводород, проводятся по плану организации работ, утвержденному техническими руководителями геофизической организации и организации-заказчика.
555. В плане организации работ указывается дополнительно:
1) периодичность промывок скважины и максимальная продолжительность цикла ПГР между промывками;
2) график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и в буровом растворе с указанием лиц, производящих контроль;
3) сведения об обработке бурового раствора нейтрализаторами сероводорода и ингибиторами коррозии;
4) схема размещения на буровой геофизического оборудования (лаборатории, подъемника), возможные пути их эвакуации с учетом рельефа местности, направления ветра и так далее.
556. Перед ПГР организации-заказчику подготавливают скважину для безаварийного проведения работ в условиях возможного выделения сероводорода:
буровой раствор в скважине обрабатывается нейтрализатором сероводорода;
на буровой имеется запас нейтрализатора, достаточный для выполнения промывок на время проведения всего планируемого комплекса ПГР.
557. ПГР проводятся после проверки состояния скважины, оборудования и средств связи организацией-заказчиком при участии представителя АСС с оформлением акта.
Перед проведением прострелочно-взрывных работ (далее - ПВР) во время шаблонирования скважины определяется гидростатическое давление в интервале прострела. Проведение ПВР допускается в случае, если замеренное гидростатическое давление превышает пластовое не менее чем на %.
558. Работы по испытанию пластов, содержащих сероводород, трубными испытателями в процессе бурения скважин проводятся по планам организации работ.
559. Персонал обеспечивается переносными газосигнализаторами или газоанализатором и изолирующими противогазами для всех работников (плюс один резервный).
560. Изолирующие противогазы и газосигнализаторы (газоанализаторы) в геофизических лабораториях и подъемнике размещаются в отдельных ящиках с индивидуальными гнездами, где исключено их механическое повреждение. На ящиках делается четкая надпись: «Противогазы», «Газосигнализаторы». Ящик не запирается на замок.
561. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника обеспечивает хороший обзор рабочей площадки и возможность быстрого проветривания салона.
Лебедочное отделение геофизического подъемника оборудуется устройством принудительной вентиляции для предотвращения возможного скопления в нем сероводорода при подъеме из скважины геофизического кабеля.
562. При работе в условиях, затрудняющих видимость и слышимость устройств сигнализации о наличии сероводорода (ветер, снег, туман и тому подобное) назначается работник для наблюдения за этими устройствами, который инструктируется и обеспечивается необходимым СИЗ и средством связи.
563. ПГР в осложненных условиях, ПВР по ликвидации аварий в скважинах выполняется под непосредственным руководством назначенного лица контроля геофизической организации. При ликвидации аварий с использованием взрывных устройств (шнурковых торпед и тому подобное) руководствоваться Требованиями промышленной безопасности при взрывных работах, утвержденными приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 01.01.01 года № 000.
564. Поднимаемый геофизический кабель непрерывно отмывается или очищается от бурового раствора.
565. По окончании работ на скважине загрязненные буровым раствором скважинные приборы, блок-баланс, соединительные провода датчиков, полы салонов геофизических лабораторий и подъемника тщательно промываются водой и при необходимости обрабатываются ингибитором коррозии или нейтрализатором.
566. ПГР в газовых скважинах (газовой среде) проводятся с использованием лубрикатора.
Глава 26. Геофизические работы при эксплуатации скважин
567. Геофизические исследования в процессе разработки месторождения проводятся на скважинах при наличии рабочих площадок, устьевого оборудования, обеспечивающих безопасность работ в соответствии с планом организации работ или проектом.
568. При спуско-подъеме скважинных приборов через насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ) в нижней части колонны устанавливается направляющее устройство.
569. При исследовании скважины через НКТ и по межтрубному пространству скорость подъема кабеля снижается до установленной в плане, при подходе к нижней части НКТ, глубинному насосу и устью скважины.
570. В вертикальных скважинах, эксплуатирующихся насосным способом при эксцентричной подвеске насосно-компрессорных труб, зазор между эксплуатационной колонной и НКТ обеспечивает беспрепятственный спуск скважинного прибора до интервала исследования.
571. При исследовании скважин возможные утечки жидкости отводятся в герметичную емкость для последующей утилизации.
572. Для исследования скважин с давлением на устье применяется лубрикаторное оборудование. Монтаж и работа производится с использованием грузоподъемного агрегата.
573. Исследование скважин при освоении, после бурения и капитального ремонта проводится до и после вывода на режим эксплуатации, указанный в проекте или плане организации работ.
574. Проведение работ с применением геофизических методов воздействия на призабойную зону, при эксплуатации скважины и капитальном ремонте осуществляется по утвержденному плану организации работ, в соответствии с требованиями по интенсификации скважин.
575. Геофизические исследования проводятся в скважинах при условиях:
эксплуатационные фонтанные и газлифтные скважины устраиваются площадкой с настилом на уровне фланца запорной арматуры и НКТ, оснащаются направляющим устройством для спуска подъема геофизической аппаратуры;
скважины с насосным способом эксплуатации и эксцентричной подвеской НКТ, с оборудованием устья для спуска приборов в интервал исследования;
нагнетательных и контрольных скважин с подготовленными площадками для монтажа геофизического устьевого оборудования.
576. Геофизические исследования в добывающих и нагнетательных скважинах проводятся в присутствии представителя нефтегазодобывающей организации.
577. Оттяжной ролик крепится к фланцу, чтобы ось вращения была перпендикулярна оси лебедки, плоскость вращения проходила через середину барабана лебедки. На рабочем месте оператора подъемника обеспечивается визуальный контроль элементов оборудования и герметизации устья.
578. Открытие задвижки запорной арматуры производится плавно, не допускаются гидравлические удары при повышении давления.
Для спуска и подъема кабеля в скважину применяются механизм перемещения. Скорость движения кабеля по стволу скважины указывается в плане работ в пределах: 0,8 м/с в НКТ; 0,14 м/с при входе в НКТ; 0,07 м/с с глубины 100 м до устья скважины.
Глава 27. Устьевая площадка
579. Обустройство устьевой площадки скважин производится по проекту.
Тип и схема оборудования устья указывается в проекте обустройства и разработки месторождения для каждой скважины в соответствии с ее назначением, нормами отвода земли для нефтяных и газовых скважин.
580. Монтаж оборудования устья, фонтанной и запорной арматуры манифольда, наземных установок для замера, сепарации и подготовки продукции скважин, трубопроводов производится с учетом состава пластового флюида, инфраструктуры месторождения, рельефа местности, транспортных и трубопроводных коммуникаций, границы селитебной территории, охранной и санитарно-защитной зоны, преобладающего направления ветра и требованиями по безопасному обслуживанию, тестированию и эксплуатации объектов.
581. После окончания монтажных работ на устьевой площадке производится испытание и опрессовка оборудования устья, наземного комплекса для добычи и учета продукции скважин, проверка технического состояния с составлением акта приемки и схемы с указанием всех размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам.
Для участия в проверке привлекаются работники аварийно-спасательной службы.
582. Оборудование устья, трубопроводов, установок замера и сепарации продукции скважин обеспечивают полную герметичность и возможность безопасного отключения скважины в аварийной ситуации, устойчивость от воздействия опасных и вредных веществ на проектируемый период эксплуатации, в соответствии с требованиями промышленной безопасности.
Проверка технического состояния и осмотр производится по графику, утвержденному техническим руководителем организации с регистрацией в журнале.
583. В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины при обустройстве и разработке месторождения предусматриваются:
оборудование устья скважины по принятой схеме;
приустьевая площадка с твердым покрытием и уклоном для стока и сбора технологической жидкости;
площадки для установки ремонтного агрегата, приемных мостков, емкостей и другого оборудования;
места для крепления оттяжек вышки и фонтанной арматуры;
фундаменты под станок-качалку, крепление арматуры и трубопроводов;
площадки для станций управления скважиной и наземного комплекса учета и сепарации продукции скважины;
площадки для электрических установок и оборудования;
система сбора технологической жидкости с лотками, поддонами, дренажной емкости;
устройство для запуска внутритрубных устройств очистки и диагностики состояния трубопроводов;
устройство для ввода ингибиторов и других реагентов;
устройство для мониторинга окружающей среды;
блоки для закачки воды и газа;
устройство для защиты от молний и статического электричества;
ограждения и укрытия.
584. Техническая характеристика оборудования устья предусматривается с учетом превышения не менее чем на 10 % максимального давления для глушения скважины, возможного изменения температурного режима и условий эксплуатации, коррозионного воздействия пластового флюида, очистки от отложений гидратов и парафина.
585. Обустройство устьевой площадки и других объектов в опасной зоне производится с учетом классификации по взрывопожарной и пожарной опасности, указанной в приложении 3 к настоящим Требованиям.
586. Регулирующая арматура (дроссели) и запорная арматура обеспечиваются устройствами ручного и автоматического управления, в соответствии с технической документацией изготовителя, проектной документацией и обеспечивает возможность безопасной замены КИПиА без остановки скважины и наземного оборудования.
587. Фонтанные скважины с большим дебитом, высоким давлением, наличием сероводорода и вредных веществ оснащаются внутрискважинным оборудованием, обеспечивающим безопасную остановку и закрытие скважины (клапан-отсекатель, циркуляционный клапан).
На выкидных линиях газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах устанавливается автоматический клапан-отсекатель.
При эксплуатации скважины производится проверка исправности клапанов-отсекателей по утвержденному графику с регистрацией в журнале.
588. Станция управления газлифтной скважиной устанавливается на безопасном расстоянии от устья, в соответствии с проектом и документацией изготовителя оборудования.
589. Оборудование устья, станок-качалка, наземное оборудование, трубопроводы, коммуникации, электропривод и пусковые устройства окрашиваются, ограждаются и обеспечиваются знаками безопасности в соответствии с проектом.
590. Оборудование устья, трубопроводы и коммуникации нагнетательной скважины соответствуют максимальному давлению и обеспечивают безопасность технологического процесса.
591. При кустовом размещении скважин устьевая площадка проектируется с учетом безопасного обслуживания и подъезда технологического транспорта, механизации грузоподъемных работ.
592. Газоопасные и грузоподъемные работы на устьевой площадке и в опасной зоне выполняются по наряду-допуску.
593. Расстояние от устья скважины до буровых насосов на месторождениях с наличием сероводорода не менее 30 м. Помещение насосной отделено от открытых участков циркуляционной системы сплошной переборкой (стеной).
594. Система автоматизации добывающих скважин и прискважинного оборудования обеспечивает:
1) сигнализацию положения запорной арматуры, выведенную на щит дистанционного управления и пульт диспетчера;
2) подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при возможных аварийных ситуациях, сигнализацию об аварийных отклонениях технологических параметров;
3) автоматическое отключение скважин при нарушении режима;
4) контроль состояния воздушной среды на объектах промысла с автоматическим их отключением при утечках продукта.
Глава 28. Освоение и испытание скважин после бурения
595. Освоение скважин и связанные с этим работы производятся по плану организации работ или проекту, утвержденному организацией недропользователем с указанием руководителя работ, технологии, оборудования, мероприятий безопасности, охраны недр и окружающей среды.
В зависимости от объема и сложности работ, геологической характеристики объекта, состава пластового флюида, в плане предусматривается разработка технологического регламента.
План и регламент доводятся до сведения исполнителей, контролируется руководителем работ. Отклонение от плана, регламента производится после согласования в установленном порядке, по указанию руководителя работ.
596. К плану организации работ прилагается схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварийной загазованности при любом направлении ветра, схема расположения объектов в СЗЗ и близлежащих населенных пунктов.
597. Испытание разведочных и эксплуатационных скважин после бурения проводится с целью определения гидродинамических характеристик коллекторов, оптимального режима эксплуатации, оценки промышленных запасов нефти и газа, определения оптимальных дебитов и составления проекта разработки месторождения.
598. Работы по освоению и испытанию скважин начинаются при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ и обеспечении следующих условий:
1) высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
2) эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
3) устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
4) установлены сепаратор и емкости для сбора флюида. Не допускается применение гибких рукавов в обвязке устья сепаратора и емкостей;
5) после принятия мер по устранению дефектов, в случаях установления негерметичности устья, эксплуатационной и промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного давления, несоответствие цементирования.
599. Перед перфорацией колонны на устье устанавливается перфорационная задвижка, проверенная до установки на прочность и герметичность в открытом и закрытом состоянии опрессовкой на пробное давление фонтанной арматуры.
После установки производится опрессовка на максимальное давление на устье при задавке скважины.
600. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны оборудуется превенторной установкой по утвержденной и согласованной в установленном порядке схеме. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон для проверки проходимости приборов.
601. Для замера давлений устанавливаются манометры с запорными и предохранительными устройствами, позволяющими производить замену без остановки скважины.
602. Манометры и расходомеры устанавливаются в соответствии с утвержденной схемой оборудования устья скважины.
603. Для управления и обслуживания арматуры на высоте устанавливается стационарная или передвижная площадка с лестницей.
604. При неопределенном пластовом давлении перфорировать скважину допускается после заполнения промывочной жидкостью с плотностью применения при вскрытии пласта в процессе бурения.
605. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия по предотвращению неконтролируемых ГНВП и ОФ, охране недр и окружающей среды, составляется акт готовности скважины к перфорации и выдается письменное разрешение руководителя работ.
606. Во время перфорации устанавливается наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
607. Фонтанная арматура до установки на устье скважины опрессовывается на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
608. Фонтанная арматура соединяется с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод длиной не менее 100 м от устья скважины и соединяется с факельной установкой дистанционным зажиганием.
Типы резьбовых соединений труб и отводов соответствуют ожидаемым давлениям, монтируются и испытываются на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.
Отводы крепятся к бетонным или металлическим забетонированным стойкам, при этом не допускается поворотов и провисов. Способ крепления отвода исключает возможность возникновения местных напряжений.
609. К фонтанной арматуре подсоединяются линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения снабжаются обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии составляет 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения не менее 100 м.
610. Сосуды (сепараторы) установок для исследования подвергаются техническому освидетельствованию до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации, после ремонта, согласно Требованиям к устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденных приказом Министра чрезвычайных ситуаций Республики Казахстан от 01.01.01 года № 000.
611. Перед опрессовкой установка освобождается от заполняющей среды и отключается от трубопроводов, соединяющих ее со скважиной при помощи заглушек.
612. При обнаружении в процессе эксплуатации установки утечек, превышения рабочего давления, выхода из строя КИПиА, неисправности предохранительного клапана установку отключить от скважины и давление в ней снизить до атмосферного.
613. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) соединить индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом исключить обратный переток нефти конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8 % монтируется факельная система.
614. Перед освоением скважины обеспечивается запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, запас материалов и химических реагентов, согласно плана организации работ на освоение скважины.
615. При отсутствии оборудования для ингибирования и нейтрализации сероводорода, утилизации продукта не допускается освоение и исследование эксплуатационных скважин.
616. В случае отсутствия утилизации продукта не допускаются освоение и исследование разведочных и эксплуатационных скважин.
617. При сжигании газа с наличием сероводорода обеспечиваются условия, при которых концентрация вредных веществ приземного слоя атмосферы населенных пунктов или объектов промышленности не превышает санитарных норм.
618. Вызов притока и исследования проводятся в светлое время при направлении ветра от ближайших населенных пунктов и под руководством лица контроля.
619. На время вызова притока из пластов и глушения обеспечивается:
1) постоянное круглосуточное дежурство лица контроля и оперативной группы АСС по графику, утвержденному техническим руководителем организации;
2) круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
3) постоянная готовность к работе цементировочных агрегатов;
4) готовность населения к действиям в случае аварийного выброса.
620. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:
природного или попутного нефтяного газа;
двух - и многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу;
инертных (дымовых) газов с объемной долей кислорода не более 2 %;
жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей не допускается.
621. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания, в том числе автомобилей, тракторов и другой техники, находящейся около скважины, оборудуются искрогасителями.
622. Для замеров и продувки пользуются крайними задвижками на узле отвода, открывая или закрывая их полностью. Работа через не полностью открытую задвижку не допускается.
623. Смена диафрагмы на устройстве для регулирования потока жидкости производится через 15 минут после закрытия скважины с предварительным проведением анализа воздуха рабочей зоны.
624. Не допускается при исследовании и освоении скважин подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
625. Освоение скважин проводится при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.
626. Не допускается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек в период паводка.
627. Проволока, применяемая для глубинных исследований, коррозионно-стойкая и цельная. При подъеме-спуске проволока проходит через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.
628. После извлечения проволоки из скважины или перед очередным ее спуском производится испытание образца этой проволоки на перегиб. В случае уменьшения пластичности проволоки ниже допустимых значений ее дальнейшее применение для спуска глубинного прибора в скважину не допускается.
629. Перед открытием задвижки на узле отвода, при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, удаляются на безопасное расстояние в наветренную сторону.
630. Открываются задвижки на узле отвода и извлекаются приборы из лубрикатора. Далее разбирают их в изолирующих противогазах.
631. После окончания освоения или исследования скважины проводится обработка приборов, аппаратуры, специальной одежды нейтрализатором сероводорода и моющими средствами в соответствии с технологическим регламентом.
632. По завершении работ проводится контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.
633. В ожидании освоения скважины и пуска ее в эксплуатацию задвижки на струнах фонтанной арматуры и задвижка на рабочем отводе крестовины закрывается. Периодически следить за изменением давления в затрубном пространстве.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 |
