Требования промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли (стр. 10 )

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.