6.6.3.9. Отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
6.6.4. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах слід забезпечити :
6.6.4.1. Контроль параметрів розчину по густині - через 10-15 хвилин; вмісту газу і температури – щогодини; СНЗ, водовіддачі – через 4 години; рівня бурового розчину у приймальних місткостях – постійно. При відхиленні параметрів від встановленої норми заміри слід проводити частіше.
6.6.4.2. Контроль механічної швидкості буріння.
При збільшенні механічної швидкості буріння удвічі протягом одного метра проходки слід:
- припинити буріння, припідняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитись з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини.
У разі відсутності прямих ознак прояву відновити циркуляцію при посиленому контролі за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.
6.6.5. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше, ніж на 5 %, подальше поглиблення слід припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначення з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу.
6.6.6. При зростанні об'єму розчину в приймальній місткості більше, ніж на 0,5 м3, слід 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.
6.6.7. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу з заміром параметрів бурового розчину і, за необхідності, привести їх у відповідність до ГТН.
6.6.8. У випадку часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів слід визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.
6.6.9. При виявленні прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог Плану першочергових дій вахти в умовах ГНВП.
Після закриття превентерів при ГНВП, необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо гирла свердловин.
6.6.10. Забороняється проводити закриття плашкового превентера на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній.
6.6.11. Забороняється допускати підвищення тиску під плашками превентера понад встановлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.
6.6.12. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводити з постійним доливом свердловини і контролем долитого розчину.
6.6.13. 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 слід виконувати першочергові заходи з запобігання НГВП: постійний долив свердловини, промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН.
При наявності ознак НГВП бурова вахта повинна діяти згідно з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС).
6.6.14. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом методом установлення нафтових (кислотних, водяних) ванн слід проводити за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.
6.6.15. При встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведення робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:
а) можливість герметизації гирла;
б) встановлення на бурильну колону кульового крану;
в) забезпечення необхідної репресії 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 гирлі свердловини;
г) обов’язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни;
д) можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії.
6.6.16. У випадку проведення аварійних робіт перед з’єднанням з залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини з приведенням параметрів бурового розчину за циклом до вимог ГТН.
6.6.17. Забороняється залишати свердловину без догляду за станом рівня на гирлі. При вимушеному простої свердловину слід загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками.
6.6.18. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.
6.6.19. При вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом слід скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини, які повинні передбачати:
а) герметизацію гирла;
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) встановлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів;
д) порядок випробування моста на герметичність;
е) порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.
6.6.20. Підйом бурильної колони за наявності ефекту сифону чи поршнювання – забороняється.
У разі неможливості усунення сифону (зашламованість турбобуру, долота та інш.) 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 та подальшим переміщенням труб на містки.
6.6.21. Не допускається виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушеннями вимог протифонтанної безпеки, наведеними в додатку 14.
6.7. Монтаж та експлуатація противикидного обладнання
6.7.1. При виконанні робіт з монтажу, опресування і експлуатації гирлового і противикидного обладнання необхідно дотримуватись вимог 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 також “Вимог до монтажу та експлуатації противикидного обладнання на бурових” та інструкцій з експлуатації обладнання заводів-виготовлювачів.
6.7.2. 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.
Робочий тиск колонної головки, блоку превентерів і маніфольда повинен бути не нижчий за тиск опресування обсадної колони на герметичність, що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому гирлі.
6.7.3. Вибір противикидного обладнання, маніфольда (лінії дроселювання і глушіння), гідрокерування превентерами, пульта керування дроселем, сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з врахуванням можливості для виконання наступних технологічних операцій:
а) герметизації гирла свердловини при спущених бурильних трубах і без них;
б) вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;
в) підвіски колони бурильних труб на плашках превентера після його закриття;
г) зрізання бурильної колони;
д) контролю за станом свердловини під час глушіння;
е) розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;
ж) спуску або підйому частини чи всієї бурильної колони при герметично закритому гирлі.
6.7.4. Тип противикидного обладнання та схеми його обв’язки вказуються в проектній документації на будівництво свердловини і вибираються на підставі типових схем, узгоджених зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та Держнаглядохоронпраці України. При цьому слід керуватися наступними вимогами:
6.7.4.1. При розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (в т.ч., з розчиненим газом) пластами з тиском, що дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або технічної колони на гирлі встановлюються два превентери. Тип превентерів і розмір плашок повинні бути передбачені технічним проектом.
6.7.4.2. Три превентери, у тому числі один універсальний, встановлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з аномально високим тиском.
6.7.4.3. Чотири превентери, у тому числі один превентер зі зрізуючими плашками і один універсальний, встановлюються на гирлі у випадках:
а) розкриття пластів з аномально високим тиском та об'ємним вмістом сірководню більше 6%;
б) на всіх морських свердловинах.
6.7.5. Відхилення від вимог п.6.7.4 цих Правил стосовно обв'язки противикидним обладнанням гирла свердловин, що буряться, допускаються за узгодженням зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та органом Держнаглядохоронпраці України за умови надання підприємством вичерпного обґрунтування.
6.7.6. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватись на спеціальних опорах, не спрямовуватись в бік виробничих та побутових споруд та мати ухил від гирла свердловини.
Довжина ліній повинна бути:
- для нафтових свердловин з газовим фактором менше 200 м3/т - не менше 50 м;
- для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м3/т, газових і розвідувальних свердловин - не менше 100 м.
Повороти викидних ліній превентерної обв’язки допускаються в окремих випадках з застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм, попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превентерної установки.
Лінії і встановлена на них запірна арматура повинні мати внутрішній діаметр, однаковий з внутрішнім діаметром відводів хрестовини. Після блоку засувок допускається збільшення їх діаметра не більше, ніж на 30 мм.
Відстань від кінців викидного маніфольда до всіх комунікацій і споруд, які не відносяться до об'єктів бурової установки, повинна бути не менше 100 м для всіх категорій свердловин. Відстань кінця викидного маніфольду від діючих нафтових свердловин - не менше 50м, відповідно для газових – не менше 100м.
Для свердловин, що споруджуються з насипної основи та обмежених площадок, довжина ліній від блоків глушіння і дроселювання повинна встановлюватись підрядником за узгодженням із замовником, спеціалізованою аварійно-рятувальною службою, органом Держнаглядохоронпраці України.
6.7.7. На свердловинах, де очікуваний тиск на гирлі перевищує 700 кгс/см2 (70 МПа), встановлюється заводський блок із трьома дроселями, що регулюються, - два з дистанційним і один з ручним керуванням.
У всіх інших випадках встановлення дроселів, що регулюються, з дистанційним керуванням виконується залежно від конкретних умов і вирішується керівництвом підприємства при затвердженні у встановленому порядку схеми обв'язки і встановлення противикидного обладнання.
6.7.8. 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.
6.7.9. Противикидне обладнання повинне збиратись з вузлів і деталей, які виготовлені за технічною документацією, затвердженою в установленому порядку.
Допускається застосування окремих деталей і вузлів, виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до затверджених технічних умов, при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти.
Застосування даних деталей і вузлів не повинно знижувати надійність противикидного обладнання.
6.7.10. Для управління превентерами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти.
Основний пульт керування - на відстані не менше 15 м від гирла свердловини у зручному і безпечному місці.
Допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів.
6.7.11. Штурвали для ручної фіксації плашок превентерів 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 превентера, порядковий номер кожного превентера знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка з зазначенням допустимого тиску для гирла свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.
6.7.12. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати три кульових крани. Один встановлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником, другий - на аварійній трубі, третій - в резерві.
Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.
