Как проверяют превенторы после ремонта связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса
Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 1 января 2008 г.
Опубликован:
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ"
ООО "СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ"
ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при монтаже
и эксплуатации превенторов ППШ, ПМШ при ПРС и КРС
ИПБОТ 222-2008
Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации
Председатель профсоюза Л.А.Миронов
Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.
Директор ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" М.П.Семашко
Зам. директора ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" - ГКП Кривцов B.C.
1 Общие требования безопасности
1.1 К работам по эксплуатации и обслуживанию превенторов ППШ, ПМШ допускаются работники буровой бригады после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.
1.3. К монтажу, эксплуатации и техническому обслуживанию превентора допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности и ознакомленные с требованиями настоящей инструкции.
1.4. Рабочие, занятые монтажом и эксплуатацией превентора, должны знать его устройство и пройти практическое обучение приемам герметизации устья скважины.
1.5. Мастер бригады или бурильщик (оператор) обязаны ежесменно перед началом работы убедиться в исправности и работоспособности превентора, в качестве крепления фланцевых и резьбовых соединений и сделать соответствующую отметку в "Журнале ежесменного осмотра оборудования и инструмента".
1.6. На смонтированное противовыбросовое оборудование в бригаде необходимо иметь следующие документы:
- паспорт изготовителя (ксерокопию) на превентор;
- паспорт изготовителя на тройник превентора (ксерокопию);
- паспорт изготовителя (ксерокопию) на шаровой кран тройника превентора;
- акты на опрессовку превентора, тройника и шарового крана в условиях мастерской;
- акт на опрессовку превентора совместно с тройником и шаровым краном на устье скважины.
В случае использования в обвязке устья скважины переходных катушек на них необходимо иметь паспорта (ксерокопии) и акты опрессовки в условиях мастерской.
Все паспорта должны соответствовать требованиям ГОСТ 2.601-95*.
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 2.601-2006. - Примечание изготовителя базы данных.
1.7 Для контроля положения плашек превентора перед началом работы необходимо проверить открытие-закрытие плашек вращением штурвалов.
1.8 Периодически, через шесть месяцев эксплуатации или хранения, превентор с тройником и шаровым краном должен проходить ревизию в условиях мастерской и спрессовываться на рабочее давление, указанное в паспорте изготовителя. Результат опрессовки оформляется актом и заносится в паспорт оборудования.
1.9 После ремонта превентора, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, последний спрессовывается на пробное давление. Результат оформляется актом и заносится в паспорт превентора.
1.10 При появлении признаков газонефтеводопроявления герметизацию устья скважины необходимо производить в соответствии с "Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов".
1.11 Освещенность рабочих мест должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил, указанным в приложении N 6 (книга 1).
2 Требования безопасности перед началом работы
2.1. Выбор типоразмера плашек превентора зависит от диаметра применяемых на скважине насосных штанг. При использовании двух штанговых превенторов глухие плашки устанавливаются в нижнем превенторе.
2.2. Подготовка превентора к работе заключается в проведении перед установкой на устье скважины следующего обязательного комплекса операций:
2.2.1 очистить наружные поверхности от загрязнений, льда, нефтепродуктов;
2.2.2 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов (вмятин, трещин, сколов и пр.) на наружной поверхности корпуса;
2.2.3 демонтировать плашки и внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на рабочих поверхностях плашек и внутренней полости корпуса (задиры, коррозия и т.д.), наличие таких дефектов не допускается;
2.2.4 внешним осмотром убедиться в отсутствии дефектов на поверхности резиновых уплотнительных элементов (задиры, отслоения, трещины, порывы не допускаются);
2.2.5 установить в корпуса плашек уплотнители, соответствующие диаметру герметизируемых штанг;
2.2.6 наружные поверхности плашек покрыть смазкой в соответствии с рекомендациями изготовителя;
2.2.7 произвести сборку согласно требованиям соответствующего раздела в руководстве изготовителя по эксплуатации превентора;
2.2.8 вращением штурвалов проверить легкость перемещения плашек на закрытие-открытие.
3 Требования безопасности во время работы
3.1. Монтаж, демонтаж и эксплуатация превентора должны вестись в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя изделия.
3.2 Перед началом ремонта устье скважины с установленным превентором спрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина спрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше рабочего давления противовыбросового оборудования, а также давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см При нахождении в скважине штанг опрессовка глухих плашек превентора производится после подъема штанг. Превентор считается герметичным, если за время испытания давление снизится не более чем на 0,5 МПа (5 кгс/см3.3. В случаях демонтажа и монтажа превентора по технологическим причинам в процессе ремонта скважины, замены вышедших из строя деталей превентора или смене его плашек производится повторная опрессовка превентора с оформлением акта и записью результатов в вахтовом журнале за подписью мастера (бурильщика, оператора).
3.4 В процессе эксплуатации превентора необходимо:
- осуществлять постоянный контроль за техническим состоянием его подвижных элементов (проверка легкости открытия-закрытия плашек);
- не допускать загрязнения наружных поверхностей, падения на корпус и выступающие элементы тяжелых предметов;
- в зоне установки превентора поддерживать свободный доступ к нему для технического обслуживания и управления.
3.5 При эксплуатации превентора в условиях низкой температуры окружающего воздуха необходимо реализовать мероприятия по обеспечению его работоспособности (применение смазки и материалов уплотнительных элементов с характеристиками, сохраняющими такие необходимые свойства, как текучесть и эластичность при низкой температуре, подогрев корпуса превентора) в соответствии с рекомендациями изготовителей.
3.6 При смене и установке резиновых элементов необходимо беречь их от механических повреждений и воздействия открытого огня.
3.7 Хранение резиновых комплектующих и сменных изделий должно осуществляться в соответствии с рекомендациями изготовителей.
3.8 При транспортировке превентора необходимо:
- обеспечить надежное крепление, исключающее его возможные перемещения и падения;
- не допускать транспортировку превентора "волоком";
- на присоединительные резьбы навернуть защитные колпаки.
3.9 При снятии и установке плашек, уплотнительных элементов, смазке деталей превентора, а также при хранении превентора следует соблюдать требования руководства (инструкции) изготовителя по эксплуатации применяемого превентора. Хранить превентор следует в собранном виде.
3.10 При установленном на устье скважины превенторе не допускается:
- наносить удары по корпусу с целью очистки наружной поверхности превентора от грязи и льда;
- превышать крутящий момент на штурвале, указанный в паспорте;
- производить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе превентора;
- производить обогрев элементов превентора открытым огнем.
3.11 Монтаж и демонтаж превентора производится при помощи стропов специального назначения.
- монтаж превентора на незаглушенной скважине (если она не включена в перечень скважин, на которых допускается проведение ремонта без предварительного глушения, или скважина оборудована клапаном-отсекателем);
- эксплуатация неопрессованного превентора.
4 Требования безопасности в аварийных ситуациях
4.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (поломка вставок, плашек превентора) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать в соответствии полученными указаниями.
4.2 В случае возникновения пожара необходимо:
- прекратить все технологические операции;
- сообщить о пожаре;
- отключить электроэнергию;
- принять меры к удалению людей из опасной зоны;
- умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
- изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
- горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
- принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.
В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.
4.3 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.
По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.
5 Требования безопасности по окончании работы
5.1 Отключить электроэнергию. Перекрыть подачу воды. Произвести очистку превентора от грязи, шлама и т.п.
5.2 Привести в порядок рабочее место, приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.
5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.
5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).
5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.
5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения "скользкости". Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.
Как проверяют превенторы после ремонта связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса
4.20. 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 противовыбросового оборудования 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.
4.21. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.
50 кгс/кв. см (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);
100 кгс/кв. см (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв. см (21 МПа).
4.22. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).
4.23. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.
4.24. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.
4.26. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.
4.27. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.
4.28. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
4.29. 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.
4.30. При строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т.п.:
выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 4 м;
линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами. Повороты следует выполнять с применением кованых угольников на резьбах, фланцах или тройников с буферными устройствами. Допускается применение армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье;
блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление. Непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.
4.31. Блок подводного противовыбросового оборудования и его манифольд должны быть опрессованы на устье скважины с колонной головкой на рабочее давление с использованием опрессовочной пробки.
после его монтажа на устье и спуска обсадных колонн - на рабочее давление подводно - устьевого оборудования;
Секции направляющей колонны после каждого соединения и отсоединения от блока превенторов опрессовываются на ожидаемое устьевое давление.
4.33. Бурение верхних интервалов скважин с подводным расположением устья производится с использованием дивертора с аварийными сбросовыми линиями.
4.34. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины.
Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями циркуляционной системы должны быть запорные устройства.
4.35. На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб.
4.36. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб.
При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 куб. м подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.
4.37. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско - подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
4.38. 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.
4.39. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться значениями, при которых обеспечивается полная дегазация бурового раствора.
4.40. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
4.41. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
4.42. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком.
4.43. 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.
4.44. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на компоновке низа бурильной колонны или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через шурф.
высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр;
эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.
4.46. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 4.9 настоящей Инструкции.
4.47. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
4.48. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
4.20. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки противовыбросового оборудования на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.
Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.
4.21. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.
50 (21 МПа);
100 (21 МПа).
4.25. 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.
блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление. Непосредственно перед спуском после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.
после его монтажа на устье и спуска обсадных колонн - на рабочее давление подводно-устьевого оборудования;
При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,54.37. 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. 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 7;
- проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;
- оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.
Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений в организации 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 и в 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 спуско-подъемных 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.
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 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 сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство 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 противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.
После установки на устье ПВО до концевых задвижек манифольдов высокого давления должно быть опрессовано с помощью устьевого пакера жидкостью, азотом или воздухом на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, или, по согласованию с территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору и противофонтанной службой, на давление поглощения.
Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.
По согласованию с противофонтанной службой допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания организаций в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.
При продолжительной остановке ремонтных работ необходимо спускать трубы на максимально возможную глубину, но не меньше минимально необходимой. Минимально необходимая глубина спуска труб в скважину определяется исходя из условия обеспечения противодействия выталкиванию их при полном опорожнении ствола скважины от жидкости в случае газонефтепроявления и записывается в буровой журнал перед началом ремонтных работ на скважине.
Необходимая глубина спуска труб в скважину определяется по формуле
где L – глубина спуска труб, м;
S – площадь сечения труб по наружному диаметру, см 2 ;
При малейших признаках газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть герметизировано и приняты меры по созданию циркуляции, выравниванию плотности промывочной жидкости и необходимые мероприятия в соответствии с планом ликвидации газонефтеводопроявлений. При возникновении газонефтяного фонтана должно быть извещено
Блок долива устанавливается и обвязывается с таким расчетом, чтобы обеспечивался непрерывный самотечный долив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины) во время подъема инструмента. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.
Применяемые цементировочные агрегаты должны соответствовать максимальным ожидаемым давлениям, а нагнетательные линии должны быть оборудованы обратными клапанами.
После ремонта, связанного со сваркой или токарной обработкой корпуса, превентор перед отправкой на скважину должен быть испытан опрессовкой на пробное давление.
Величина пробного давления выбирается исходя из рабочего давления и проходного отверстия ПВО по таблице 8.1.
Результаты опрессовки оформляются актом.
Давление опрессовки ПВО после ремонта
Управление превентором должно быть дистанционным, механизированным и дублировано ручным гидроприводом. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие и находиться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 3 м от линий дросселирования и глушения. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направле-
для нефтяных скважин с газовым фактором до 200 м 3 /т – не менее 30 м.
Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина выкидных линий устанавливается Исполнителем по согласованию с Заказчиком и территориальным органом федеральной службы по технологическому надзору.
Блоки глушения и дросселирования должны быть расположены в удобном для обслуживания месте на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Отводы линий глушения и
дросселирования должны крепиться на специальных опорах, обеспечивающих работу отводов без деформации, концы отводов должны быть направлены на факел или амбар, при наличии в газе сероводорода концы отводов должны быть направлены на факелы.
Расстояние между опорами должно быть не более 10 м при условии установки якорей на гладкой части каждой трубы. Последняя стойка должна быть удалена от конца отвода не более чем на 1 м. Для надежности рядом (в сторону устья) устанавливается еще одна стойка. На концах отводов необходимо иметь переводники на 2 1 / " для быстроразъемного соедине-
Читайте также: