3.2.17. Під час СПО до повної зупинки елеватора не дозволяється перебування людей в радіусі 2 м від ротора.
3.2.18. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічі комплексу для автоматичного виконання спуско-підйомних операцій повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.
3.2.19. Не дозволяється проводити буріння квадратними клинами, не закріпленими двома болтами.
3.3. Бурові розчини
3.3.1. Тип і властивості бурового розчину в комплексі з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння з високими техніко-економічними показниками, а також безпечне розкриття продуктивних горизонтів.
3.3.2. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов.
3.3.3. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, який перевищує пластовий тиск на величину:
а) від 10 % до 15 % - для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 м до 1200 м), але не більше 1,5 МПа;
б) від 5 % до 10 % - для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 м до 2500 м), але не більше 2,5 МПа;
в) від 4 % до 7 % - для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 м і до проектної глибини), але не більше 3,5 МПа.
3.3.4. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних утрат) повинна унеможливлювати гідророзрив або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.5. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до втрати стійкості й текучості, густина, фільтрація, хімічний склад бурового розчину встановлюються, виходячи з потреби забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, установлених для усього інтервалу сумісних умов буріння.
3.3.6. При розкритих продуктивних горизонтах у випадку поглинання бурового розчину подальші роботи ведуться за окремим планом, складеним за спільним рішенням проектувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, яке оформлюється протоколом.
3.3.7. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що перебуває в циркуляції, більше ніж на 20 кг/м-3 (0,02 г/см-3) від установленої проектом величини (крім випадків ліквідації ГНВП).
3.3.8. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно керуватися інструкціями з безпечної роботи з хімічними реагентами і користуватися захисними засобами.
3.3.9. У випадку технологічної потреби підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства.
3.3.10. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні вживатись заходи щодо запобігання забрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора, у блоці приготування розчину, біля вібросит та в насосному приміщенні, а в разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.
При концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м-3 роботи повинні бути припинені, люди виведені з небезпечної зони.
3.3.11. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50° C перевищувати максимально очікувану температуру розчину на усті свердловини.
3.3.12. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватись комплексом засобів, передбачених проектом на будівництво свердловини.
3.4. Компонування і експлуатація бурильних колон
3.4.1. Компонування бурильної колони повинно відповідати розрахунку, закладеному в проекті.
Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з урахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути не менше ніж: 1,5 - для роторного буріння; 1,4 - при бурінні вибійними двигунами.
Запас міцності бурильної колони (на зминання) при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше ніж 1,15.
3.4.2. Компонування бурильної колони повинно проводитись згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.
3.4.3. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта (комплекту) не дозволяється.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, обважнені), перехідники і опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструменту і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.
Паспорти на труби (бурильні, ведучі, обважнені), перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства або в буровій бригаді (бригаді КРС).
Дані про їх установлення у компонування бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно заноситись у паспорти безпосередньо начальником бурової установки.
На буровому майданчику (у бригаді КРС) на всі складові компонування колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.
3.4.4. Необхідність установлення протекторів на бурильні труби визначається проектом.
3.4.5. Згвинчування замкових з'єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компонування низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих підприємствами-виробниками величин крутних моментів.
3.5. Буріння електробуром
3.5.1. Високовольтна камера станції керування електробуром, у якій установлені контактор і роз'єднувач силового кола електробура, повинна мати двері, механічно зблоковані з приводом роз'єднувача, для запобігання відкриттю їх при ввімкненому роз'єднувачі.
На дверях освітленої усередині високовольтної камери повинно бути віконце для спостереження за положенням усіх трьох рухомих контактів ("ножів") роз'єднувача (увімкнуті чи вимкнуті). Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника при електробурінні робить запис в експлуатаційному журналі один раз на зміну.
3.5.2. Усі зовнішні болтові з'єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення, що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації.
3.5.3. Робота з нарощування бурильної колони, а також промивання водою контактної муфти робочої труби (квадрата) повинна проводитись при вимкнутому роз'єднувачі електробура.
Увімкнення роз'єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби.
На щиті КВП бурової установки має бути встановлено світлове табло, яке сигналізує про увімкнення або вимкнення лінійного роз'єднувача в станції керування електробуром.
3.5.4. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі необхідно вимкнути роз'єднувач електробура, а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз'єднувача і рубильника (установленому автоматі) повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.5. При виконанні ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю, що живить кола керування, і вимкнутий роз'єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!".
3.5.6. У кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр, установлений на пульті керування електробуром.
3.5.7. Кабель, що живить електробур, на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової (на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини) повинен бути захищений від механічних пошкоджень.
3.5.8. Усі металеві конструкції (бурова вишка, привишкові споруди, корпуси електрообладнання, пультів і станцій керування, труби для прокладання кабелю і проводів корпуса кільцевого струмоприймача і вертлюга, сталевий запобіжний канат, що обв'язує буровий шланг, та ін.), пов'язані з системою живлення енергією електробура, повинні бути заземлені термостійкими провідниками, приєднання яких повинно виконуватись зварюванням, а де це неможливо - болтовими з'єднаннями.
Місця приєднання заземлювальних провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду.
3.5.9. Огляд заземлювальних провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз на зміну із записом в експлуатаційному журналі.
3.5.10. Після з'єднання кільцевого струмоприймача з ведучою трубою (квадратом) перевіряється наявність з'єднання контактної муфти струмоприймача з контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу (свердловини) не дозволяється.
Буріння під шурф, а також на початку буріння свердловини електробуром, який живиться за системою "два проводи - труба", дозволяється при дотриманні таких умов:
а) корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення, опір якого не повинен перевищувати 0,6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлювального хомута, що накладається на корпус електробура і забезпечує надійний електричний контакт.
Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій, що накладається на корпус електробура, то допускається використання вказаного пристрою для заземлення електробура.
Хомут (або пристрій для зняття реактивного моменту) повинен приєднуватись до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше ніж 35 мм-2;
б) при бурінні шурфу, а також на початку буріння свердловини обов'язково має бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових установках.
3.5.11. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту не менше ніж 3 м.
Перевірка роботи електробура повинна виконуватись двома особами - бурильником і електромонтером.
3.5.12. Не дозволяється під час роботи електробура торкатись до бурового шланга (наприклад, відводити його).
3.5.13. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром (без права виконання ремонтних робіт) здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з НПАОП 40.1-1.21-98.
4. Кріплення свердловин
4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:
а) безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;
б) безпечне буріння свердловини до проектної глибини;
в) герметичність обсадних колон та заколонних просторів;
г) надійну ізоляцію флюїдовміщувальних горизонтів.
4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід установлювати нижче їх підошви або в щільних пропластках.
До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї технічної колони або кондуктора до глибини, яка унеможливлює розрив порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації устя свердловини.
4.3. Технічна колона разом з ОП повинна забезпечувати:
а) герметизацію устя свердловини у випадках газонафтоводопроявів, викидів та відкритого фонтанування;
б) протистояння впливу максимальних зминаючих навантажень при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня, а також в інтервалі порід, схильних до текучості.
4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна складати:
а) за кондуктором - до устя свердловини;
б) за проміжними колонами всіх свердловин - до устя;
в) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, - не менше 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
г) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі - не менше 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони.
Крім випадків, передбачених підпунктами "а" - "г" пункту 4.4 глави 4 розділу V цих Правил, кільцевий простір заповнюється тампонажним розчином до устя свердловини.
4.5. Усі обрані з урахуванням вимог пункту 4.4 глави 4 розділу V цих Правил інтервали цементування поєднуються в один загальний. При цьому проектна висота підняття тампонажного розчину за обсадними колонами повинна передбачати:
а) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщувальних горизонтів, що перекриваються;
б) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;
в) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.
Під час ступеневого цементування, спуску колон секціями нижні і проміжні ступені обсадних колон, а також потайні колони повинні бути зацементовані по всій довжині.
4.6. У разі перекриття кондуктором або технічною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після часу очікування затвердіння цементу) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Не дозволяється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.
4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проектом на будівництво свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.
4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, забезпечуються сертифікатами якості, які оформлюються згідно з ДСТУ 3413-96.
Підготовка обсадних труб вітчизняного виробництва до спуску в свердловину здійснюється на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм'ятин, напластувань, раковин, глибоких подряпин та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру.
Обсадні труби імпортного виробництва перед спуском у свердловину підлягають шаблуванню, маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.
Не дозволяється застосування обсадних труб вітчизняного виробництва, які не пройшли неруйнівний контроль на підприємстві-виробнику.
4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватись таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.
4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватись з урахуванням таких вимог:
а) тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;
б) рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним у інтервалі свердловини, який цементується;
в) густина тампонажного розчину підбирається з урахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску в процесі цементування.
4.11. Не дозволяється застосування цементу без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.
4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.
4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони виконується комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.
4.14. Конструкція устя свердловини повинна забезпечувати:
а) підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини;
б) контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;
в) можливість аварійного глушіння свердловини;
г) герметичність міжколонних просторів під час будівництва і експлуатації свердловин;
ґ) випробування на герметичність обсадних колон.
4.15. У процесі буріння технічна колона повинна періодично перевірятись на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проектом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.
5. Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин
5.1. Для запобігання можливим газонафтоводопроявам установлюється і обв'язується з устям свердловини блок доливу, який забезпечує самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на усті.
5.2. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровому майданчику необхідно:
а) провести обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;
б) забезпечити бурову установку необхідною кількістю розчину, обважнювача та хімічних реагентів згідно з вимогами пункту 3.15 і пункту 8.10 НПАОП 11.2-1.18-82;
в) провести інструктаж бурової бригади по практичних діях згідно з ПЛАС;
г) ознайомити працівників бурової бригади з умовами роботи під час розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;
ґ) провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;
д) на буровому майданчику встановити плакати "Увага! На глибині... (указати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора … (зазначити відстань)";
е) провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;
є) мати на буровій три кульових крани. Один з них установити на квадраті, другий - на аварійній трубі, третій - у резерві;
ж) отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.3. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах необхідно забезпечити:
а) контроль параметрів розчину по: густині - через 10 - 15 хвилин; вмісту газу і температури - щогодини; статичної напруги зсуву, водовіддачі - через 4 години; рівню бурового розчину в приймальних ємностях - постійно. При відхиленні параметрів від установленої норми заміри необхідно проводити частіше;
б) контроль механічної швидкості буріння: при збільшенні механічної швидкості буріння удвічі протягом одного метра проходки необхідно припинити буріння, підняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитись з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини.
У разі відсутності прямих ознак ГНВП відновити циркуляцію при посиленому контролі за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.
5.4. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше ніж на 5 %, подальше поглиблення необхідно припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначитися з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу.
5.5. При зростанні об'єму розчину в приймальній ємності необхідно підняти долото на довжину квадрата, зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. При відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта.
5.6. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу із заміром параметрів бурового розчину і привести їх у відповідність до ГТН.
5.7. У випадку часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів необхідно визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.
5.8. При виявленні прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог ПЛАС.
Після закриття превенторів при ГНВП необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо устя свердловин.
5.9. Не дозволяється проводити закриття плашкового превентора на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній.
5.10. Не допускається підвищення тиску під плашками превентора понад встановлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
5.11. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводиться з постійним доливом свердловини і контролем долитого розчину.
5.12. У випадку раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника. При таких роботах необхідно виконувати першочергові заходи із запобігання ГНВП: постійний долив свердловини, промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН.
5.13. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом методом установлення нафтових (кислотних, водяних) ванн необхідно проводити за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
5.14. При встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведенні робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:
а) можливість герметизації устя;
б) установлення на нагнітальній лінії бурових насосів зворотного клапана;
в) необхідну репресію на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому усті свердловини;
г) обов'язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни;
ґ) можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії.
5.15. Під час проведення аварійних робіт перед з'єднанням із залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини з приведенням параметрів бурового розчину за циклом до вимог ГТН.
5.16. Не дозволяється залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. При вимушеному простої свердловину необхідно загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками.
5.17. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.
5.18. При вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом необхідно скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини, які повинні передбачати:
а) герметизацію устя;
б) періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;
в) визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів до відповідності ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;
г) установлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів;
ґ) порядок випробування моста на герметичність;
д) порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.
5.19. Не дозволяється підйом бурильної колони за наявності ефекту сифона чи поршнювання.
У разі неможливості усунення сифона (зашламованість турбобура, долота та ін.) підйом труб слід проводити на швидкостях, що дають змогу урівноважувати об'єми бурового розчину, що виливається та доливається.
У разі неможливості усунення поршнювання (наявність сальника чи звуження стовбура свердловини) необхідно здійснювати підйом труб з промивкою та обертанням їх ротором.
5.20. Не дозволяється виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушенням вимог протифонтанної безпеки. Перелік порушень вимог протифонтанної безпеки, несумісних з безпечним виконанням робіт на нафтових і газових свердловинах, наведений у додатку 9.
6. Монтаж та експлуатація противикидного обладнання
6.1. При виконанні робіт з монтажу, опресування і експлуатації устьового і противикидного обладнання необхідно дотримуватись вимог НПАОП 40.1-1.21-98, НПАОП 0.00-4.33-99, НПАОП 11.2-1.18-82, НАПБ А.01.001-2004, Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-116-85), затверджених Міннафтопромом СРСР від 25.11.85 (НАПБ В.01.027-85/112), а також галузевих вимог до монтажу та експлуатації колонних головок та противикидного обладнання при бурінні свердловин та інструкцій з експлуатації обладнання підприємств-виробників.
6.2. Противикидне обладнання встановлюється на кондуктор і технічну колону, при бурінні нижче яких можливі газонафтоводопрояви, а також на експлуатаційну колону при проведенні в ній робіт з розкритим продуктивним пластом.
Обсадні колони обв'язуються між собою за допомогою колонної головки або інших технічних засобів відповідно до вимог пункту 6.1 глави 6 розділу V цих Правил, які забезпечують герметизацію міжколонного простору, контроль за міжколонним тиском та можливість впливу на міжколонний простір.
Робочий тиск елементів колонної головки, блоку превенторів і маніфольда повинен бути не нижчий максимального тиску опресування відповідних обсадних колон на герметичність, що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому усті.
6.3. Вибір противикидного обладнання, маніфольда (лінії дроселювання і глушіння), гідрокерування превенторами, пульта керування дроселем, сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з урахуванням можливості виконання таких технологічних операцій:
а) герметизація устя свердловини при спущених бурильних трубах і без них;
б) вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;
в) підвіска колони бурильних труб на плашках превентора після його закриття;
г) зрізання бурильної колони;
ґ) контроль за станом свердловини під час глушіння;
д) розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;
е) спуск або підйом частини чи всієї бурильної колони при закритому превенторі.
6.4. Тип противикидного обладнання та схеми його обв'язки вказуються в проектній документації на будівництво свердловини і вибираються на підставі типових схем, які опрацьовуються згідно із стандартом "Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции" (ГОСТ 13846-89) та погоджуються зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою й територіальним органом Держгірпромнагляду.
6.5. При розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (у тому числі з розчиненим газом) пластами з тиском, що дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або технічної колони на усті встановлюються два превентори. Тип превенторів і розмір плашок передбачаються технічним проектом.
6.6. Три превентори, у тому числі один універсальний, установлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з АВПТ.
6.7. Чотири превентори, у тому числі один з трубними плашками, один превентор зі зрізуючими плашками і один універсальний, установлюються на усті у випадках:
а) розкриття пластів з аномально високим пластовим тиском та об'ємним вмістом сірководню більше 6 %;
б) на всіх морських свердловинах.
6.8. Відхилення від вимог пунктів 6.4 - 6.7 глави 6 розділу V цих Правил у обв'язці противикидним обладнанням устя свердловин, що буряться, допускаються за погодженням зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та територіальним органом Держгірпромнагляду за умови надання підприємством вичерпного обґрунтування.
6.9. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватись на спеціальних опорах, не спрямовуватись у бік виробничих і побутових споруд та мати нахил від устя свердловини.
Довжина ліній повинна бути:
а) для нафтових свердловин з газовим фактором менше 200 м-3/т - не менше ніж 30 м;
б) для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м3/т, газових і розвідувальних свердловин - не менше ніж 100 м.
Повороти викидних ліній превенторної обв'язки допускаються в окремих випадках із застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм, попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превенторної установки.
Лінії і встановлена на них запірна арматура повинні мати внутрішній діаметр, однаковий з внутрішнім діаметром відводів хрестовини. Після блока засувок допускається збільшення їх діаметра не більше ніж на 30 мм.
Відстань від кінців викидного маніфольда до всіх комунікацій і споруд, які не належать до об'єктів бурової установки, повинна бути не менше ніж 100 м для всіх категорій свердловин. Відстань кінця викидного маніфольда від діючих нафтових свердловин - не менше ніж 50 м, відповідно для газових - не менше ніж 100 м.
Для свердловин, що споруджуються з насипної основи та обмежених площадок, довжина ліній від блоків глушіння і дроселювання повинна встановлюватись підрядником за погодженням із замовником, спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та територіальним органом Держгірпромнагляду.
6.10. На свердловинах, де очікуваний тиск на усті перевищує 700 кгс/см-2 (70 МПа), установлюється заводський блок з трьома дроселями, що регулюються - два з дистанційним і один з ручним керуванням.
У всіх інших випадках установлення дроселів, що регулюються, з дистанційним керуванням виконується залежно від конкретних умов та вирішується керівництвом підприємства при затвердженні в установленому порядку схеми обв'язки і встановлення противикидного обладнання.
6.11. Манометри, які встановлюються на блоках дроселювання та глушіння, повинні мати верхню межу діапазону вимірів, що на 33 % перевищує тиск сумісного опресування обсадної колони та противикидного обладнання.
Система нагнітання гідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса при досягненні в ній номінального робочого тиску.
6.12. Противикидне обладнання повинне збиратись з вузлів і деталей, які виготовлені за відповідною технічною документацією.
Допускається застосування окремих деталей і вузлів, виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до технічних умов, при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти.
Застосування даних деталей і вузлів не повинно знижувати надійність противикидного обладнання.
6.13. Для управління превенторами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти.
Основний пульт керування - на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини у зручному і безпечному місці.
Допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів.
6.14. Штурвали для ручної фіксації плашок превенторів повинні бути встановлені в легкодоступному місці, мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів, контрольні мітки і кількість обертів, необхідних для закриття превентора, порядковий номер кожного превентора знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка із зазначенням допустимого тиску для устя свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.
6.15. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати три кульових крани. Один установлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником, другий - на аварійній трубі, третій - у резерві.
Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.
6.16. Превентори разом з хрестовинами та корінними засувками до встановлення на устя свердловини опресовуються водою на робочий тиск, зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ОП на робочий тиск визначаються за погодженням з територіальним органом Держгірпромнагляду. Після ремонту, пов'язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпуса, превентори опресовуються на пробний тиск.
Превентор із зрізуючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках, а працездатність превентора перевірена шляхом відкриття і закриття плашок.
6.17. Після монтажу противикидного обладнання або спуску чергової обсадної колони, у тому числі потайної, до розбурювання цементного стакана противикидне обладнання до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинне бути опресоване на тиск опресування обсадної колони. Після спуску експлуатаційної колони противикидне обладнання опресовується повітрям, у всіх інших випадках опресовується водою.
Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск:
а) 50 кгс/см-2 (5 МПа) - для противикидного обладнання, розрахованого на тиск до 210 кгс/см-2 (21 МПа);
б) 100 кгс/см-2 (10 МПа) - для противикидного обладнання, розрахованого на тиск вище 210 кгс/см-2 (21 МПа).
6.18. Після монтажу та опресування противикидного обладнання сумісно з обсадною колоною, опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
6.19. Плашкові превентори повинні періодично перевірятись на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством.
6.20. При заміні деталей превентора або одного з вузлів противикидного обладнання, що вийшли з ладу, зміні плашок превенторна установка підлягає додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони.
6.21. Плашки превенторів, установлених на усті свердловини, повинні відповідати діаметру бурильних труб, що застосовуються.
Глухі плашки встановлюють у нижньому превенторі, якщо в комплекті обладнання відсутній превентор зі зрізуючими плашками.
6.22. У випадку застосування у компоновці бурильної колони труб різних типорозмірів на містках повинна знаходитись опресована бурильна (аварійна) труба, яка за діаметром повинна відповідати діаметру плашок превентора, а за міцнісними характеристиками - верхньої секції бурильної колони, яка використовується з кульовим краном у відкритому стані і перехідниками на інші діаметри труб, що застосовуються для роботи у свердловині. Бурильна труба, перехідник і кульовий кран фарбуються в червоний колір.
6.23. При спусканні обсадних колон у свердловини з розкритими високонапірними пластами (аномальний пластовий тиск) і невідповідності встановленого універсального превентора очікуваним тискам на усті плашки одного з превенторів замінюються на плашки, які відповідають діаметру обсадної колони, що опускається, або на прийомних містках повинна розміщуватися спеціальна (сталева, з відповідними міцнісними характеристиками) бурильна труба з перехідником під обсадну трубу та кульовим краном у відкритому положенні, які опресовані на відповідний тиск.
6.24. Для безперешкодного доступу обслуговувального персоналу до встановленого на усті противикидного обладнання під буровою повинен бути зроблений твердий настил.
6.25. Усі схеми противикидної обв'язки устя свердловини у верхній частині повинні включати фланцеву котушку та рознімні воронку і жолоб для полегшення робіт з ліквідації відкритих фонтанів.
У разі вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути спущена в башмак проміжної колони або кондуктора, а устя свердловини - загерметизоване. Тривалість простоїв, після яких необхідно спускати бурильну колону, а також періодичність промивок зі спуском колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства (управління бурових робіт, експедиція глибокого буріння тощо).
6.26. Підходи до устьового обладнання, превенторів і засувок повинні мати тверде покриття (бетонне, металеве чи дерев'яне), що забезпечує безпечне обслуговування їх в процесі експлуатації.
Підходи повинні утримуватись в чистоті і не захаращуватись сторонніми предметами.
6.27. Монтаж, ремонт і обслуговування устьового і противикидного обладнання на висоті більше 0,75 м від рівня землі повинні здійснюватися із застосуванням спеціальних площадок.
6.28. Не дозволяється здійснювати будь-які роботи з усунення несправностей устьового чи противикидного обладнання, що знаходиться під тиском.
6.29. Не дозволяється докріплювати фланцеві, нарізні і швидкозбірні з'єднання, що перебувають під тиском.
6.30. Не дозволяється експлуатація гідроакумулятора при неповному комплекті закріплюючих деталей напівкуль його корпуса або невідповідності міцності кріпильних деталей вимогам підприємства-виробника.
6.31. Не дозволяється заправка гідроакумулятора повітрям чи іншим газом, не передбаченим інструкцією підприємства-виробника.
6.32. Не дозволяється здійснювати будь-який ремонт гідроакумулятора до повного випускання з нього азоту, стравлювання тиску масла і відключення подачі електроенергії від станції гідроприводу.
6.33. Перед пуском в роботу гідрокерування необхідно перевірити правильність з'єднання трубопроводів згідно зі схемою підприємства-виробника.
Не дозволяється приєднувати нагнітальні трубопроводи гідрокерування до ліній зливу для запобігання їх руйнуванню.
6.34. Перед проведенням електро- або газозварювальних робіт на усті свердловини необхідно підготувати місце і перевірити за допомогою газоаналізатора відсутність вибухонебезпечних концентрацій газу в приустьовій частині обсадної колони.
6.35. Електрозварювальні роботи повинні виконуватись з дотримуванням вимог безпеки і санітарно-гігієнічних норм при електрогазозварювальних роботах.
6.36. До виконання зварювальних робіт допускаються кваліфіковані зварники, що мають посвідчення і атестовані відповідно до законодавства.
6.37. Електрообладнання і металеві будки станції гідроприводу і штурвалів ручної фіксації плашок превенторів повинні бути заземлені.
6.38. У місцях постійного переходу людей над викидними лініями противикидного обладнання повинні встановлюватися перехідні містки шириною не менше ніж 1,0 м та з перилами висотою не нижче ніж 1,0 м.
6.39. Земляні амбари в кінці викидних ліній устьового і противикидного обладнання при висоті обвалування менше 1,0 м повинні огороджуватися.
6.40. Опресування устьового і противикидного обладнання на свердловині повинно проводитися протягом світлового дня.
Роботи з опресування в темний час доби проводяться за умови виконання вимог освітленості згідно з ДБН В.2.5-28:2006.
6.41. У процесі опресування не дозволяється присутність людей біля противикидного обладнання, що перебуває під тиском.
Перед початком опресування обслуговувальний персонал, що безпосередньо не бере участі у виконанні робіт, необхідно вивести в безпечне місце.
7. Освоєння і випробування закінчених бурінням свердловин
7.1. Роботи з освоєння і випробування свердловин можуть бути початі при забезпеченні таких умов:
а) висота підняття цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідає проекту та вимогам охорони надр;
б) експлуатаційна колона прошаблонована, опресована сумісно з колонною головкою і превенторною установкою та герметична;
в) устя з превенторною установкою, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані і обв'язані відповідно до затвердженої схеми.
7.2. Устя свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони повинне бути обладнане превенторною установкою або перфораційною засувкою за затвердженою схемою, а свердловина заповнена буровим розчином або іншою рідиною перфорації з густиною, яка відповідає вимогам підпункту 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил.
Перфораційна засувка повинна мати дистанційне керування штурвалом і бути опресована на її робочий тиск до встановлення на свердловину, а після встановлення на устя повинно бути проведено її опресування на тиск, який становить не менше 110 % від очікуваного на усті.
Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в технічному проекті і плані робіт на освоєння свердловини.
Каротажна партія повинна мати пристрій для рубання кабелю і його утримання. Лебідка каротажного підйомника повинна мати покажчик навантаження на кабель.
7.3. Під час перфорації виконавцем робіт повинне бути встановлене спостереження за рівнем рідини на усті свердловини. Його зниження не допускається.
7.4. Перед установленням на усті свердловини фонтанні арматури опресовуються у зібраному вигляді на величину робочого тиску, а після установлення - на тиск опресування обсадної колони.
7.5. Стійкість привибійної зони пласта та збереження цементного кільця забезпечуються допустимою депресією, величина якої встановлюється підприємством за погодженням із замовником з урахуванням проектних рішень і фактичного стану кріплення.
7.6. Приплив флюїду з пласта викликається шляхом створення регламентованих депресій за рахунок заміни бурового розчину на розчин меншої густини, технічну воду, дегазовані вуглеводні, пінні системи, інертні гази.
7.7. Зниження рівня рідини в експлуатаційній колоні за допомогою свабування, використання свердловинних насосів, нагнітанням інертного газу, пінних систем або природного газу від сусідньої свердловини здійснюється відповідно до інструкцій з безпечного ведення робіт, розроблених підприємством. У разі використання повітря для зниження рівня рідини необхідно дотримуватись заходів щодо запобігання утворенню вибухонебезпечних сумішей (наприклад, застосування рідинних або газових роздільних пробок тощо). Ці заходи розробляються для конкретних ситуацій (залежно від типу, глибини свердловини, її стану тощо).
7.8. Глибинні вимірювання в свердловинах з надлишковим тиском на усті допускаються тільки з застосуванням лубрикаторів, параметри яких повинні відповідати умовам роботи свердловини.
7.9. Для кожної свердловини, що підлягає освоєнню, складається план з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи і призначаються відповідальні особи щодо його виконання. План затверджується технічним керівником бурового підприємства і погоджується з замовником.
8. Ліквідація аварій при бурінні свердловин
8.1. Бурові підприємства щороку розробляють і затверджують у встановленому порядку заходи щодо запобігання аваріям та ускладненням під час будівництва свердловин, що враховують геологічні властивості регіону, технічний стан бурового обладнання та специфіку буріння.
8.2. Для розслідування причин аварій, ускладнень, а також розробки планів їх попередження та ліквідації бурове підприємство створює постійно діючу комісію під керівництвом головного інженера.
Для розслідування причин аварій та розробки планів ліквідації складних аварій до роботи комісії можуть залучатися представники проектних та науково-дослідних організацій.
8.3. Ліквідація аварії проводиться під безпосереднім керівництвом відповідального технічного керівника згідно із затвердженим підприємством планом.
Перед початком ліквідації аварії бурова бригада повинна бути ознайомлена з планом робіт, а з виконавцями проведений цільовий інструктаж з відповідним оформленням у журналі інструктажів.
8.4. Переривати процес ліквідації аварії і відволікати бурову бригаду на інші роботи не дозволяється.
8.5. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт не дозволяється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (при ліквідації можливих газонафтоводопроявів та після виклику припливу), а також проникних непродуктивних пластів.
8.6. Під час тривалих зупинок або простоїв свердловин з розкритими, схильними до текучості породами бурильний інструмент повинен бути піднятий у башмак обсадної колони; періодично слід проводити шаблонування, а в разі потреби - проробку відкритого стовбура до вибою. Періодичність проробок установлюється технологічною службою бурового підприємства.
8.7. Звільнення прихопленого бурового інструменту та насосно-компресорних труб торпедуванням необхідно проводити за спеціальним планом, погодженим з геофізичною службою, відповідно до вимог Єдиних правил безпеки при вибухових роботах, затверджених Держгіртехнаглядом 25.03.92 (НПАОП 0.00-1.17-92).
8.8. Перед спуском у свердловину ловильного інструменту необхідно скласти ескіз компоновки із зазначенням необхідних розмірів.
8.9. Для розбурювання внутрішніх деталей муфт ступеневого цементування стикувальних пристроїв в обсадних колонах необхідно виключити ОБТ із компоновки бурильної колони і застосовувати долото без бокового армування твердими вставками або із зрізаними периферійними зубцями; у разі потреби інтервал розміщення муфти ступеневого цементування або стикувального пристрою додатково проробити повномірною плоскодонною фрезою без бокового армування.
8.10. До виконання робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявами допускаються робітники і інженерно-технічні працівники, які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації проявів.
8.11. Розкриття продуктивних горизонтів у розвідувальних свердловинах і родовищах з АВПТ дозволяється проводити після перевірки і встановлення готовності бурової до виконання даних робіт комісією під керівництвом технічного керівника бурового підприємства за участю представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
8.12. Перед розкриттям горизонтів з можливими флюїдопроявами буровому підприємству необхідно розробити заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам і провести:
а) інструктаж членів бурової бригади щодо практичних дій при ліквідації газонафтоводопроявів;
б) перевірку технічного стану бурового станка, ОП, інструменту, КВП;
в) оцінку готовності об'єкта оперативно обважнювати буровий розчин, поповнювати його запас шляхом приготування або доставки на свердловину.
8.13. До і після розкриття горизонтів з АВПТ при відновленні промивання свердловини після СПО, геофізичних досліджень, ремонтних робіт, простоїв необхідно починати контроль густини, в'язкості бурового розчину та вмісту газу одночасно з відновленням циркуляції.
8.14. При розкритих продуктивних горизонтах підняття бурильної колони при наявності сифона або поршнювання не дозволяється.
8.15. На родовищах, де можливі прояви пластового флюїду з вмістом сірководню або інших агресивних і токсичних компонентів, бурові бригади додатково навчаються безпечним методам роботи.
8.16. Роботи з ліквідації відкритого фонтана необхідно проводити за окремим планом.
8.17. Вантажопідіймальність підйомного агрегату, бурової вишки, щогли, допустиме вітрове навантаження повинні відповідати максимальним навантаженням, очікуваним у процесі проведення аварійних робіт.
VI. ВИДОБУВАННЯ, ПРОМИСЛОВИЙ ЗБІР ТА ПІДГОТОВКА ДО ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ, ГАЗУ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ
1. Облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ
1.1. Проект облаштування родовища повинен передбачати:
а) визначення ризиків виникнення аварій та їх прийнятних рівнів для декларування безпеки об'єктів підвищеної небезпеки;
б) складання на кожному об'єкті ПЛАС;
в) систему неруйнівного контролю і антикорозійного захисту технологічних трубопроводів та обладнання;
г) багаторівневу систему блокувань і запобіжних пристроїв, що спрацьовують при виникненні аварійних ситуацій;
ґ) максимальну автоматизацію об'єктів, що виключає необхідність постійного перебування персоналу на об'єкті і забезпечує повноту збору інформації про його роботу в пунктах керування технологічним процесом;
д) герметизовану систему збору і транспортування продукту з раціональним використанням нафти, газу і цінних супутніх компонентів, їх утилізацію з місць аварійних викидів;
е) резерви технологічного, енергетичного обладнання, а також запаси води, палива, хімічних реагентів і матеріалів, що забезпечують локалізацію аварій, пожеж, загазованості і відновлення стійкої роботи об'єкта.
