6.5.53. Эксплуатацию электрооборудования для бурения скважины электробуром (без права выполнения ремонтных работ) осуществляет специально подготовленный электротехнический персонал с группой электробезопасности в соответствии с ДНАОП 0.00-1.21-98.
6.6. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин
6.6.1. Для предупреждения возможных газонефтеводопроявлений устанавливается и обвязывается с устьем скважины блок долива, который должен обеспечивать самодолив или принудительный долив при помощи насоса. Подъем труб проводится с доливом и поддержкой уровня на устье.
6.6.2. К выполнению работ на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и инженерно-технические работники, которые прошли подготовку и проверку знаний по практическим действиям при ликвидации проявлений.
6.6.3. За 50 м до вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов, а также до выхода из башмака промежуточной колонны, если она спущена в эти горизонты, на буровой (в бригаде КРС) необходимо :
6.6.3.1. Провести обследование буровой установки (установки КРС) и составить акт о готовности к вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов комиссией предприятия под руководством главного инженера.
6.6.3.2. Обеспечить буровую (установку КРС) нужным количеством раствора, утяжелителя и химреагентов.
6.6.3.3. Провести инструктаж буровой бригады по практическим действиям в соответствии с ПЛАС.
6.6.3.4. Ознакомить бригаду с условиями работы по вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов и при дальнейших роботах в условиях раскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.
6.6.3.5. Провести учебные тревоги "Выброс" с каждой вахтой.
6.6.3.6. На буровой установить плакаты и предупредительные надписи : "Внимание! На глубине ...(указать глубину) вскрыт напорный пласт" , "До плашек верхнего превентера от стола ротора …(указать расстояние)".
6.6.3.7. Провести ее дефектоскопию и опрессовку бурильного инструмента.
6.6.3.8. Иметь на буровой три шаровых крана. Один из них установить на квадрате, второй - на аварийной трубе, третий - в резерве.
6.6.3.9. Получить разрешение специализированной аварийно-спасательной службы на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.
6.6.4. При бурении по газоносным и напорным нефтеводонасыщенных горизонтам следует обеспечить :
6.6.4.1. Контроль параметров раствора по плотности - через 10-15 минут; содержания газа, температуры – каждый час; СНС, водоотдачи – через 4 часа; уровня бурового раствора в приемных емкостях – постоянно. При отклонении параметров от установленной нормы замеры следует проводить чаще.
6.6.4.2. Контроль механической скорости бурения.
При увеличении механической скорости бурения вдвое на протяжении одного метра проходки следует:
- прекратить бурение, приподнять долото над забоем на длину квадрата, остановить циркуляцию и определиться с наличием или отсутствием вытекания раствора со скважины.
В случае отсутствия прямых признаков проявления восстановить циркуляцию при усиленном контроле за возможным возникновением прямых признаков проявления пласта.
6.6.5. Если содержание газа в растворе превышает фоновый больше, чем на 5%, дальнейшее углубление следует прекратить до полной ликвидации указанного излишка, определения с режимом дальнейшего углубления, не допуская при этом повышения содержания газа.
6.6.6. При возрастании объема раствора в приемной емкости больше, чем на 0,5 м3, следует поднять долото на длину квадрата, остановить циркуляцию и проследить на протяжении 10 минут за поведением скважины. При отсутствии перелива дальнейшее углубление можно восстановить лишь при условии отсутствия других прямых признаков проявления пласта.
6.6.7. После окончания долбления промыть скважину на протяжении одного цикла с замером параметров бурового раствора и, при необходимости, привести их в соответствие с ГТН.
6.6.8. В случае частичного или полного поглощения при вскрытии (или уже вскрытых) напорных горизонтов следует определиться с темпом поглощения при отсутствии циркуляции и лишь потом поднимать трубы в башмак или на определенную глубину.
6.6.9. При выявлении прямых признаков ГНВП вахта должна загерметизировать трубный и затрубный пространства и действовать в соответствии с требованиями Плана первоочередных действий вахты в условиях ГНВП.
После закрытия превентеров при ГНВП, необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважин.
6.6.10. Запрещается проводить закрытие плашечного превентера на разгруженных в роторе (на элеваторе или на клиньях) трубах, при закрытых задвижках на крестовине ОП или закрытых задвижках выкидных линий.
6.6.11. Запрещается допускать повышение давления под плашками превентера выше установленного регламентом на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.
6.6.12. Подъем бурильного инструмента при вскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтах проводить с постоянным доливом скважины и контролем долитого раствора.
6.6.13. В случае внезапного уменьшения веса на крюке (обрыв, падение труб, падение давления на стояке), если скважиной вскрыты высоконапорные горизонты, дальнейшие работы по ликвидации аварии необходимо выполнять под руководством опытного инженерно-технического работника. При таких роботах следует выполнять первоочередные мероприятия по предупреждению НГВП: постоянный долив скважины, промывка скважины на наибольшей глубине с контролем и соблюдением параметров ГТН.
При наличии признаков НГВП буровая вахта должна действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий (ПЛАС).
6.6.14. Работы по ликвидации аварий в скважинах с раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом методом установки нефтяных (кислотных, водяных) ванн следует проводить по планам, согласованным со специализированной аварийно-спасательной службой.
6.6.15. При установке нефтяных (водных, кислотных) ванн с целью ликвидации прихватов или проведения работ по интенсификации притока флюида в скважину необходимо обеспечить:
а) возможность герметизации устья;
б) установку на бурильную колонну шарового крана;
в) обеспечение необходимой репрессии на газонефтенасыщенные пласты на все время установки и вымывания ванн как за счет гидростатического давления жидкостей, так и за счет создания дополнительного противодавления при герметизированном устье скважины;
г) обязательную опрессовку нагнетательной линии перед установкой ванны;
д) возможность быстрого долива раствора в затрубное пространство при возникновении разрыва нагнетательной линии.
6.6.16. При проведении аварийных работ перед соединением с оставленным в буровой скважине инструментом необходимо провести промывку скважины с приведением параметров бурового раствора по циклу к требованиям ГТН.
6.6.17. Запрещается оставлять скважину без присмотра за состоянием уровня на устье. При вынужденном простое скважины следует загерметизировать и установить контроль за изменением давлений под плашками.
6.6.18. Периодичность промывок скважин при вскрытом газоносном и напорном нефтеводонасыщенном горизонте не должна превышать 48 часов.
6.6.19. При вынужденных остановках работ в скважине со вскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом следует составить и согласовать со специализированной аварийно-спасательной службой мероприятия по обеспечению нормального состояния скважины, которые должны предусматривать:
а) герметизацию устья;
б) периодичность спуска труб для проведения шаблонирования ствола;
в) определение глубины и времени проведения промежуточных промывок с целью доведения параметров до соответствия ГТН при первом после простоя спуске труб в скважину;
г) установку цементного моста над раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом, если продолжительность простоя будет больше 30 календарных дней;
д) порядок испытания моста на герметичность;
е) порядок вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов после продолжительного простоя.
6.6.20. Подъем бурильной колонны при наличии эффекта сифона или поршневания – запрещается.
При невозможности устранения сифона (зашламованность турбобура, долота и др.) подъем труб следует проводить на скоростях, дающих возможность уравновешивать объемы выливающегося и доливающегося бурового раствора.
При невозможности устранения поршневания (наличие сальника или сужение ствола скважины), необходимо производить подъем труб с промывкой и вращением их ротором и дальнейшим перемещением труб на мостки.
6.6.21. Не допускается выполнение работ на нефтяных и газовых скважинах с нарушениями требований противофонтанной безопасности, приведенными в приложении 14.
6.7. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
6.7.1. При выполнении работ по монтажу, опрессовке и эксплуатации устьевого и противовыбросового оборудования необходимо придерживаться требований ДНАОП 0.00-1.21-98, ДНАОП 0.00-4.33-99, НАОП 1.1.21-1.18-82, НАПБ А.01.001-95, НАПБ В.01.027-85/112, НАПБ 01.035-97, а также “Требований к монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровых” и инструкций по эксплуатации оборудования заводов-изготовителей.
6.7.2. Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможные газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом. Обсадные колоны обвязываются между собой с помощью колонной головки.
Рабочее давление колонной головки, блока превентеров и манифольда должно быть не ниже давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины при условии полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью при загерметизированном устье.
6.7.3. Выбор противовыбросового оборудования, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превентерами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических характеристик разреза и с учетом возможности для выполнения следующих технологических операций:
а) герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;
б) вымывания флюида со скважины по принятой технологии;
в) подвески колонны бурильных труб на плашках превентера после его закрытия;
г) срезания бурильной колонны;
д) контроля за состоянием буровой скважины во время глушения;
е) расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;
ж) спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметически закрытом устье.
6.7.4. Типа противовыбросового оборудования и схемы его обвязки указываются в проектной документации на строительство скважины и выбираются на основании типовых схем, согласованных со специализированной аварийно-спасательной службой и Госнадзорохрантруда Украины. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:
6.7.4.1. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (в т.ч., с растворенным газом) пластами с давлением, равным или выше гидростатического, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливаются два превентера. Тип превентеров и размер плашек должны быть предусмотрены техническим проектом.
6.7.4.2. Три превентера, в том числе одной универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водных горизонтов с аномально высоким давлением.
6.7.4.3. Четыре превентера, в том числе один превентер со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
а) вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%;
б) на всех морских скважинах.
6.7.5. Отступления от требований п.6.7.4 этих Правил в обвязке противовыбросовым оборудованием устья бурящихся скважин, допускаются по согласованию со специализированной аварийно-спасательной службой и органом Госнадзорохрантруда Украины при условии предоставления предприятием исчерпывающего обоснования.
6.7.6. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах, не направляться в сторону производственных и бытовых сооружений и иметь уклон от устья скважины.
Длина линий должна быть:
- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не меньше 50 м;
- для нефтяных скважин с газовым фактором свыше 200 м3/т, газовых и разведывательных скважин - не меньше 100 м.
Повороты выкидных линий превентерной обвязки допускаются в отдельных случаях с применением кованных угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством, предварительно опрессованных на максимальное рабочее давление превентерной установки.
Линии и установленная на них запорная арматура должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины. После блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более, чем на 30 мм.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Расстояние конца выкидного манифольда от действующих нефтяных скважин - не менее 50м, соответственно для газовых – не менее 100м.
Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, специализированной аварийно-спасательной службой, органом Госнадзорохрантруда Украины.
6.7.7. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением.
