Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин

(утв. Госгортехнадзором России 12.07.1996, Приказом Минтопэнерго России от 12.07.1996 № 178)

ТИПОВЫЕ ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. — председатель комиссии; Лесничий В.Ф. — зам. председателя комиссии; Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. — члены комиссии.

Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны Научно — техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО «ЛУКойл». Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО «ЛУКойл» и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам.

Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций.

Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ.

Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководствами по его эксплуатации.

Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года Инструкции подлежат переизданию.

В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес Научно — технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ «Промышленная безопасность») по адресу:

103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5.

Список сокращений

УБТ — утяжеленные бурильные трубы

АСП — автомат спуска — подъема бурильных труб

АКБ — автоматический ключ для бурильных труб

ПКР — пневматический клиновый захват в роторе

ГТН — геолого-технический наряд

КНБК — компоновка низа бурильной колонны

АВПД — аномально высокое пластовое давление

ОЗЦ — ожидание затвердевания цемента

ПАВ — поверхностно-активное вещество

СКЦ — станция контроля цементирования

ВНК — водонефтяной контакт

ГНК — газонефтяной контакт

ЦА — цементировочный агрегат

НКТ — насосно-компрессорные трубы

1. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ВЫПОЛНЕНИЮ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ

Введение

Настоящая Типовая инструкция регламентирует выполнение основных организационных, технических и технологических требований по безопасности работ при применении и обслуживании бурового оборудования и инструмента, а также при выполнении спуско-подъемных операций в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины на нефть и газ. Эксплуатация конкретного отечественного бурового оборудования и инструмента осуществляется в соответствии с руководством и инструкциями, составленными заводами-изготовителями, а импортного — в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков. Не допускается отклонение параметров эксплуатации, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины. В то же время рабочие параметры не должны превышать значений, подтвержденных техническим освидетельствованием и испытанием оборудования и инструментов и обеспечивающих их нормальную эксплуатацию.

В Инструкции регламентированы в соответствии с требованиями безопасности работ основные условия и виды ведения работ для всех буровых предприятий и организаций, осуществляющих строительство скважины на нефть и газ различного назначения и видов бурения на суше и на море. Инструкция не охватывает специфику применения и обслуживания бурового оборудования и инструмента при аварийных обстоятельствах.

Отступление от Инструкции должно носить исключительный характер и допускается только с разрешения региональных организаций Госгортехнадзора России.

1.1. Общие положения

1.1.1. При производстве работ по строительству скважин необходимо соблюдать требования «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

1.1.2. Оборудование и инструмент, эксплуатируемые буровой организацией при строительстве скважины, должны иметь технические паспорта или формуляры установленного образца. На буровой или в отделе инженерно-технологической службы должен постоянно находиться комплект заводских инструкций по эксплуатации всего оборудования, механизмов и инструмента. Эксплуатация оборудования с нарушением инструкций запрещается.

1.1.3. Для обеспечения работы оборудования и инструмента в пределах характеристик, определяемых паспортом или инструкцией, они должны иметь запасные части и приспособления в объеме, необходимом для производства технического обслуживания. Объем технического обслуживания устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по эксплуатации и ремонту оборудования.

1.1.4. Эксплуатация бурового оборудования и инструмента должна осуществляться в пределах допустимого ресурса (срок службы), установленного изготовителем и заложенного проектной организацией в проект на строительство скважины.

Допускается эксплуатация оборудования и инструмента, отработанного сверх допустимого ресурса (срока службы), при условии подтверждения их работоспособности установленными методами и средствами.

1.1.5. Для обеспечения бесперебойной работы оборудования на буровой должен быть запас быстроизнашивающихся деталей и узлов по перечню и в количестве, утвержденном руководителем бурового предприятия.

1.1.6. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования или инструмента требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации.

1.1.7. Планово-предупредительный ремонт бурового оборудования и инструмента должен производиться по графику, утвержденному главным инженером предприятия.

1.1.8. В случае аварии с оборудованием или инструментом бурильщик или мастер обязан немедленно сообщить об этом руководству организации, приняв соответствующие меры по предупреждению аварии в скважине, исключению травмирования членов бригады и ремонту оборудования имеющимися средствами.

1.1.9. Аварии с оборудованием, трубами и инструментом должны расследоваться и оформляться актом в соответствии с существующим порядком расследования аварий.

1.1.10. Если оборудование или инструмент вследствие изношенности пришло в негодность, то составляется акт на их списание. Списанные оборудование и инструмент временно, до их утилизации, должны храниться в условиях, исключающих возможность их использования в результате ошибки персонала.

1.1.11. По окончании буровых работ буровой мастер сдает механику предприятия по действующему на предприятии регламенту оборудование и инструмент.

1.1.12. В период эксплуатации бурового оборудования и инструмента ответственность за сохранность и выполнение правил его эксплуатации возлагается на бурового мастера и буровую бригаду, а контроль за эксплуатацией и соблюдением сроков профилактического ремонта — на главного (старшего) механика бурового предприятия.

1.1.13. Оборудование, машины и установки (цепные и ременные передачи, открытые движущиеся и вращающиеся части, источники излучения и др.), могущие служить причиной травмирования обслуживающего персонала или вредного воздействия на него, ограждаются или экранируются. Ограждения и экраны блокируются с пусковым устройством оборудования в соответствии с техническим заданием на его изготовление.

Ограждение должно соответствовать назначению и конструктивному исполнению оборудования, а также условиям, в которых оно будет эксплуатироваться.

1.1.14. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета.

1.1.15. Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, не должна быть более 45 градусов внутри помещений и 60 градусов — на наружных установках.

1.1.16. Применение оборудования, не соответствующего по классу климатическим условиям, не допускается.

1.1.17. На буровой должен быть план ликвидации возможных аварий с четким определением обязанностей каждого члена буровой бригады.

1.2. Эксплуатация бурового оборудования

1.2.1. Оборудование, применяемое при бурении скважин, должно быть смонтировано на прочных фундаментах (основаниях) и опробовано в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации.

1.2.2. После окончания монтажа буровой установки все оборудование должно быть опробовано без нагрузки под руководством работников служб главного механика и главного энергетика.

1.2.3. В процессе эксплуатации буровую вышку и оборудование должны осматривать механик и буровой мастер не реже одного раза в два месяца с записью результатов осмотра в журнал проверки технического состояния оборудования.

1.2.4. В случаях, перечисленных ниже, кроме механика и бурового мастера в осмотре принимает участие представитель вышкомонтажной конторы:

• перед спуском обсадной колонны;
• перед началом и после окончания ловильных работ и других аварийных работ, связанных с нагрузкой на вышку;
• после открытых фонтанов и выбросов;
• до начала и после окончания передвижения вышки;
• после сильного ветра со скоростью 15 м/с и выше.

1.2.5. По результатам проверки технического состояния вышки составляется акт и подписывается работниками, производившими осмотр.

1.2.6. Поврежденные детали вышки должны быть восстановлены или заменены до возобновления работ.

Основные виды произведенных ремонтных работ должны быть записаны в технических паспортах вышки и оборудования.

1.2.7. Периодичность осмотров или испытаний буровых вышек определяется инструкциями заводов-изготовителей, согласованными с Госгортехнадзором России.

1.2.8. Во всех случаях эксплуатации вышки свыше семи лет она должна ежегодно осматриваться комиссией с участием главных специалистов с составлением акта о ее техническом состоянии и заключении о пригодности вышки к дальнейшей эксплуатации.

1.2.9. Кронблоки, рамы кронблоков и подкронблочные балки вышек и мачт должны осматриваться с проверкой всех узлов крепления не реже одного раза в два месяца.

1.2.10. На законченной монтажом буровой установке бурение скважины может быть начато после приемки ее комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Предприятие обязано представить приемочной комиссии для ознакомления геолого-технический наряд, основную техническую документацию на буровое оборудование, акты об его испытаниях, документацию на электрооборудование и заземляющие устройства.

1.2.11. Комиссия составляет «Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки».

1.2.12 Пусковая документация должна храниться на буровой установке.

1.2.13. Подача напряжения на буровые установки для производства буровых работ разрешается после окончания всех строительно-монтажных и электроналадочных работ.

1.2.14 Напряжение должно быть подано в светлое время суток.

1.2.15. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В и аварийным освещением от автономного источника питания.

1.2.16. На буровой вышке должны устанавливаться светильники во взрывозащищенном исполнении при бурении газовых скважин и нефтяных скважин с давлением вскрываемого пласта выше гидростатического.

1.2.17. Электрическое освещение буровой установки должно быть выполнено в соответствии с существующими нормами.

1.2.18. До начала монтажа буровая установка должна быть обеспечена радио- или телефонной связью.

1.2.19. Буровая установка должна быть укомплектована щитом с приборами контроля за работой механизмов и выполнением технологических процессов. Приборы должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

1.2.20. Производство каких-либо работ, связанных с перемещением талевой системы, без исправного ограничителя подъема талевого блока под кронблок (противозатаскивателя) запрещается.

1.2.21. Шланг для нагнетания промывочной жидкости должен быть обмотан страховочным стальным мягким канатом диаметром 12 мм с петлями через каждые 1,0 — 1,5 м по всей длине шланга. Один конец шланга следует крепить к вертлюгу с охватом его неподвижной части, а другой — к ноге вышки (мачты) с предварительным охватом — витком вокруг верхнего конца стояка. Запрещается применять канаты с нарушением целостности и прочности.

1.2.22 Вращение ротора должно осуществляться:

• при снятых пневматических клиньевых захватах ротора (ПКР);
• при соединенных между собой малых вкладышей болтом соответствующего размера, указанного в конструкторской документации;
• после снятия с ротора порожнего элеватора и других приспособлений и устройств.

Для подъема порожнего элеватора со стола ротора должны быть использованы стальные канатные стропы. Подъем элеватора должен осуществляться якорем.

1.2.23. Установка вкладышей ведущей трубы в ротор должна осуществляться при помощи специальных приспособлений.

1.2.24 В процессе бурения скважины с крюка должны быть сняты штропа.

1.2.25. После установки на скважине противовыбросового оборудования плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием. При бурении скважины со вскрытым продуктивным горизонтом над и под ведущей трубой должны быть установлены шаровые краны.

1.2.26. До начала и в процессе бурения систематически должны осуществляться проверка блокировки включения ротора при поднятых клиньях клинового захвата бурильных труб, ограничителя подъема талевого блока и устройств по предотвращению перегрузки насосов, по отключению компрессоров, а также всех других предохранительных устройств, средств защиты и контроля.

1.2.27 Во время работы механизмов запрещается:

• производить ремонт или крепление каких-либо частей;
• чистить и смазывать движущиеся части вручную или с помощью приспособлений, не предназначенных для этих целей;
• снимать ограждение или отдельные части и проникать за ограждения;
• тормозить движущиеся части не предназначенными для этого приспособлениями или предметами;
• направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять ременные или цепные передачи.

1.2.28. После остановки оборудования для смазки, осмотра, регулировки и крепления деталей на отключающем устройстве необходимо вывесить предупредительный плакат «Не включать — работают люди!». При этом должны быть приняты меры против самопроизвольного их включения, а в пневмосистеме давление необходимо снизить до атмосферного.

1.2.29. На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического освидетельствования.

1.2.30. Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации могут подвергаться вибрации, необходимо предусматривать меры по ее исключению. Кроме того, должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

1.2.31. При пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов и т.п.) должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки и т.д.).

1.2.32. Трубопроводы взрывопожароопасных технологических систем не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений, кроме мест установки арматуры или подсоединения аппаратов.

Во взрывопожароопасных технологических системах применять гибкие шланги запрещается.

1.2.33 Насосы, применяемые для нагнетания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны оснащаться:

• блокировками, исключающими пуск или прекращающими его работу при отсутствии в корпусе насоса перемещаемой жидкости или отклонениях уровней жидкостей в приемной и расходной емкостях от предельно допустимых значений;
• средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы, влияющих на безопасность.

1.2.34. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного или модернизированного оборудования осуществляется комиссией предприятия после проверки соответствия его проекту и требованиям правил технической эксплуатации.

Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством цеха с участием соответствующих специалистов.

1.2.35 Работать следует только в исправной спецодежде.

1.3. Эксплуатация бурового инструмента

1.3.1. Эксплуатация (отработка) буровых долот должна производиться с соблюдением рекомендаций заводов-изготовителей и утвержденных инструкций. Навинчивание и отвинчивание долота должно осуществляться с применением специального устройства.

Типы применяемых долот должны соответствовать свойствам проходимых пород и виду привода (высокооборотный, низкооборотный).

Количество бурового раствора, закачиваемого в скважину, должно соответствовать системе промывки долота и обеспечивать эффективную очистку забоя от частиц разбуренной породы (шлама).

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать отсутствие в нем абразивных частиц. Операция спуска долота в скважину должна при необходимости сопровождаться промежуточной промывкой для защиты промывочных каналов долота от зашламования.

Если при предыдущих буровых операциях возник риск наличия на забое металлических частиц (обломков зубьев долота, твердосплавных зубков и т.п.), забой должен быть предварительно очищен с использованием магнитного ловителя или металло-шламоуловителя.

Режим работы долота определяется проектом на строительство скважины.

Результаты отработки долота должны фиксироваться в буровом журнале.

1.3.2. При эксплуатации компоновки низа бурильной колонны (КНБК) должно быть обеспечено выполнение требований проекта на строительство скважины в части взаимного расположения элементов КНБК, допустимой степени их износа и режимам бурения.

1.3.3. Эксплуатация забойных двигателей производится в соответствии с документацией завода-изготовителя и утвержденными инструкциями. Транспортировка и перемещение забойного двигателя с приемного моста на буровую должны производиться с соблюдением условий, исключающих повышенный прогиб его корпуса. Забойный двигатель должен быть снабжен фильтром, а качество бурового раствора и режимы его закачки в скважину должны соответствовать требованиям рабочего проекта.

1.3.4. Перед пуском забойного двигателя в скважину необходимо на устье проверить его работоспособность и определить осевые и радиальные зазоры путем вращения вала.

1.3.5. При бурении электробуром необходимо осуществлять ежедневные проверки целостности проводника, заземляющего корпус токоприемника, и плотность контактов в местах его присоединения и еженедельного осмотра мест присоединения заземляющих проводников к шахтовому направлению, кондуктору, шурфовой трубе, с одной стороны, и к заземляющему устройству — с другой, а также к корпусам электрооборудования и к заземленным металлоконструкциям.

Осмотры производятся лицом из числа электротехнического персонала, обслуживающего данную буровую установку, а результаты осмотра записываются в эксплуатационном журнале.

1.3.6. За исправным состоянием каната должен быть установлен систематический тщательный контроль.

Грузовой канат должен быть заменен новым при выявлении следующих дефектов:

• оборвана одна прядь каната;
• на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм — более 10% от всего числа проволок в канате;
• одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната;
• канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального;
• на канате имеется скрутка;
• при поверхностном износе или коррозии, достигшей 25% и более первоначального диаметра проволок.

1.3.7. Процесс замены каната должен выполняться в соответствии с инструкцией по правилам эксплуатации талевых канатов.

1.3.8. При эксплуатации бурильных труб должны выполняться следующие требования.

1.3.8.1. Комплектацию, эксплуатацию, ремонт и учет работы труб и замков к ним следует производить в соответствии с инструкцией по комплектации, учету работы и списанию бурильных труб, с использованием результатов проверки их методами дефектоскопии и гидроопрессовки.

1.3.8.2. В процессе бурения скважины все бурильные трубы и замки к ним, ведущие, утяжеленные трубы и переводники должны проверяться визуально и калибрами по износу наружной поверхности, резьбовых соединений, а также методами неразрушающего контроля в сроки, указанные в технических условиях и действующих инструкциях по эксплуатации. Нормы отработки бурильных труб, УБТ, переводников, опорно-центрирующих элементов и их резьбовых соединений регламентируются в зависимости от их прочностных характеристик и диаметра, глубин скважин и геолого-технических условий бурения.

1.3.8.3. Замки, навинчиваемые на трубы, должны подбираться по натягам резьбы в соответствии с установленными нормами. Навинчивание бурильных замков на стальные трубы должно производиться только в нагретом состоянии, а на легкосплавные трубы, как в горячем, так и холодном состоянии, на специальных сборочных станках в соответствии с инструкцией по сборке и эксплуатации этих труб.

1.3.8.4. Бурильные трубы, входящие в комплект, должны иметь маркировку, соответствующую сопроводительной документации завода-изготовителя. Эксплуатация труб, не имеющих маркировки, запрещается.

1.3.8.5. Паспорта на комплект бурильных труб, ведущую трубу, УБТ и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны должны заполняться трубной базой (площадкой) и вестись с момента сборки до их списания. Паспорта списанных комплектов вышеуказанных элементов компоновки бурильной колонны должны храниться вместе с другими архивными материалами в течение трех лет.

Не разрешается использовать бурильные трубы, не обеспечивающие установленный коэффициент запаса прочности.

1.3.8.6. При перевозке труб нельзя допускать их прогиба. Ведущие трубы необходимо перевозить в защитных кожухах соответствующего диаметра.

1.3.8.7. При транспортировке труб все резьбовые соединения должны быть защищены предохранительными кольцами и ниппелями.

1.3.8.8. Перед отправкой на буровую бурильные, утяжеленные и ведущие трубы, как новые, так и после ремонта, должны проходить визуальный осмотр, обмер замков и труб по наружному диаметру, опрессовку, проверку методами дефектоскопии.

Такую же проверку и опрессовку должны пройти трубы при перевозке с одной буровой на другую.

1.3.8.9. До начала бурения скважины должна проверяться прямолинейность ведущей трубы. В случае обнаружения кривизны или спирали, превышающей допуски, предусмотренные в технической документации завода-изготовителя, ведущая труба должна быть отправлена на ремонт.

1.3.8.10. Бурильные трубы и УБТ до начала бурения должны быть уложены на приемном мосту или на специально отведенных площадках (стеллажах) по комплектам.

1.3.8.11. В процессе бурения скважины бурильные трубы должны подвергаться опрессовке и проверке методами дефектоскопии и толщинометрии в сроки, устанавливаемые для данного района. После испытания трубами критических нагрузок (например, при ликвидации прихвата) они должны подвергаться аналогичной проверке.

1.3.8.12. Буровой мастер (начальник буровой) обязан замерить длину бурильной колонны с указанием размеров, типов труб, категорий прочности и толщин стенок и получить от трубной базы выписки из паспортов на комплекты труб с актами на их опрессовку и дефектоскопию, а также паспорта и эскизы прочего инструмента.

1.3.8.13. При роторном бурении, а также при бурении газовых скважин забойными двигателями в зоне обсаженной части ствола (но не менее чем на 500 м от устья) на бурильных трубах под каждым замком бурильной трубы должны быть установлены резиновые кольца (протекторы), которые по мере износа необходимо заменять новыми.

1.3.8.14. В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб и замков к ним следует проводить учет их физического износа, не допуская его превышения.

1.3.8.15. Запрещается бурить скважину без установки в нижней части колонны утяжеленных бурильных труб (УБТ). Допускается использование специального наддолотного комплекта из бурильных труб с большей толщиной стенки.

1.3.8.16. Свечи бурильной колонны по возможности должны подбираться одинаковой длины. Разница в их длинах допускается не более 0,75 м, причем свечи минимальной длины должны выступать над перилами стационарной люльки не менее чем на 0,5 м, а максимальной — не более 1,25 м.

В случае невозможности выполнения этого требования для работы без АСП вышка должна оборудоваться передвижной люлькой.

При бурении электробуром длины труб и свечей подбираются в соответствии с Инструкцией по технологии бурения нефтяных и газовых скважин электробурами.

1.3.8.17. При затаскивании труб и УБТ в буровую необходимо исключить их прогибы и удары о ротор и другие металлические предметы.

1.3.8.18. При свинчивании труб и свечей не разрешается сталкивание ниппеля замка в муфту в случае упора торца ниппеля в торец муфты.

1.3.8.19. При спуске УБТ и бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными или автоматическими ключами с применением пневмораскрепителей.

1.3.8.20. В процессе свинчивания и развинчивания бурильного инструмента нахождение обслуживающего персонала в радиусе действия механизированных и машинных буровых ключей и вблизи натяжных канатов не допускается.

1.3.8.21. Погрузка, разгрузка и перемещение бурильных труб и инструмента на стеллажах и приемных мостках буровых установок должны быть механизированы.

Подача бурильных и обсадных труб в буровую должна осуществляться поодиночно при помощи двурогого крюка или крюка с предохранительной защелкой.

1.3.8.22. При затаскивании бурильных труб в буровую или выбросе их на приемный мост элеватор должен быть обращен замком вверх.

1.3.8.23. Бурильные трубы и УБТ при разборке свечей должны быть уложены в ряды на приемном мосту или отдельно стоящих стеллажах комплектно по типоразмерам, категориям прочности, толщинам стенок. Трубы должны быть очищены от грязи, а резьбы — смазаны.

1.3.8.24. Уложенные в соответствии с п. 1.3.8.23 комплекты труб на буровой должны сдаваться буровым мастером трубной базе (площадке) вместе с выпиской из паспорта на трубы.

1.3.8.25. Бурильные трубы, поступающие после окончания бурения на трубную базу, промываются водой, а ниппельные и муфтовые резьбы их смазываются для предохранения от коррозии.

1.3.8.26. Перед ремонтом все бурильные трубы должны проверяться визуально, инструментальным обмером и методами дефектоскопии, а после ремонта — подвергаться гидравлической опрессовке. Давление опрессовки регламентируется документацией завода-изготовителя.

1.3.8.27. Буровые организации должны иметь трубы с левой резьбой. Их комплекты по длине и прочностным характеристикам должны соответствовать максимальной глубине скважин данного района.

1.3.8.28. При бурении скважин легкосплавными бурильными трубами (ЛБТ) помимо выполнения требований данного раздела обязательно выполнение требований инструкции завода-изготовителя.

1.3.8.29. Дефектные трубы и переводники, обнаруженные в процессе их эксплуатации или плановой (очередной) проверки дефектоскопией и гидроопрессовкой, должны быть удалены из бурильной колонны. На них следует делать четкую надпись «брак» и укладывать их на специально отведенной площадке.

1.4. Спуско-подъемные операции

1.4.1. Эксплуатация механизмов буровой установки при спуско-подъемных операциях

1.4.1.1. Все вспомогательные приспособления и механизмы, применяемые при бурении скважин, должны быть смонтированы и опробованы в соответствии с заводскими инструкциями по их монтажу и эксплуатации, с соблюдением технических условий на монтаж и демонтаж.

1.4.1.2. Запрещается работать на неисправных приспособлениях и механизмах. Регулировка их должна производиться в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

1.4.1.3. При монтаже приспособлений следует принять меры против самоотвинчивания крепежных деталей.

1.4.1.4 При работе с ключом АКБ:

• к самостоятельному управлению ключом допускается лишь первый помощник бурильщика, прошедший инструктаж по безопасному управлению ключом и освоивший приемы управления;
• подвод ключа к трубам нужно осуществлять плавно, для этого предварительно рукоятку управления установить в положение отвода и после в положение подвода. Для отвода ключа все повторяется в обратном порядке;
• все работы, связанные с ремонтом, регулировкой, устранением неисправностей в механических частях и в пневмолинии, необходимо производить при перекрытом кране пневматической линии, идущей к коллектору пульта управления. Оставшийся воздух должен выпускаться путем установки рукояток кранов управления в нейтральное положение после их предварительного наклона по прорезям копира пульта. Каждая рукоятка должна быть обязательно застопорена с помощью предохранительного стопорного кольца. При этом на пульте нужно вывесить предупредительный плакат: «Не включать — работают люди!»;
• запрещается производить спуск колонны труб в скважину при не полностью отведенном ключе и подвод ключа до посадки труб на клинья или на элеватор;
• вращение трубозажимного устройства и включение зажима нижних челюстей нужно производить только после полного охвата замка трубы;
• после выполнения каждой операции по свинчиванию-развинчиванию обязательно все рукоятки пульта управления ставить в нейтральное положение и зафиксировать их в этом положении стопорными пальцами;
• по окончании работы ключом следует перекрыть центральный кран пульта и оставшийся воздух выпустить.

1.4.1.5. При работе с пневмораскрепителем свечей (ПРС) на буровой установке не допускается его эксплуатация без направляющего поворотного ролика. Тяговый канат должен крепиться к штоку пневмораскрепителя с помощью канатной втулки, заплетки или тремя зажимами. Запрещается нахождение людей в опасной зоне, возникающей при обрыве тягового каната ПРС.

1.4.1.6 При использовании пневматического клинового захвата необходимо выполнять следующие требования:

• не допускать загрязнения конусных поверхностей вкладышей ротора и клиньев, так как это может привести к заклиниванию клиньев в роторе;
• размер плашек, установленных в клинья, должен соответствовать размеру труб по диаметру;
• при износе плашек клиньев заменять их следует полным комплектом;
• не допускать резкой посадки труб на клинья;
• перед установкой в ротор необходимо проверить прямолинейность плоскостей пазов клиньев под плашки опорных сопрягаемых поверхностей клиньев и вкладышей;
• после окончания работ клинья должны быть сняты и уложены в сторону.

1.4.1.7 При использовании машинных ключей необходимо:

• чтобы страховой канат был длиннее натяжного на 15 — 20 см;
• соединить канаты для крепления ключа с помощью отдельных вертлюжков;
• надежно закрепить натяжной и страховой канаты к ногам вышки или к специальным приспособлениям, установленным заводом-изготовителем;
• подвешивать их на металлических канатах диаметром не менее 12 мм в горизонтальном положении и уравновешивать контргрузами или специальной лебедкой с червячной передачей и храповым устройством;
• контргрузы располагать под полом буровой;

• размер челюсти должен соответствовать диаметру трубы.

1.4.1.8 Запрещается пользоваться машинными ключами при таких неисправностях, как:

• сухарь неплотно сидит в гнезде;
• торец сухаря находится не в одной плоскости с торцевой плоскостью ключей;
• сработан зуб сменной челюсти ключа;
• имеется люфт в шарнирных соединениях (то есть сработаны гнезда шарнирных пальцев);
• трещина в корпусе или рукоятке;
• болтовое крепление вертлюжка и шарнирные пальцы не зашплинтованы.

1.4.1.9. При использовании элеватора необходимо обратить внимание на замок, который должен исключать самопроизвольное открытие его створок. Конструкция элеватора должна исключать возможность выпадения штропов из его проушин.

1.4.1.10 Запрещается пользоваться элеваторами, если они имеют следующие дефекты:

• износ торца под замок бурильных труб более 2 мм;
• трещину в корпусе, замке или в выступах замка;
• прогнутость нижней торцевой поверхности более 7,0 мм;
• выработку проушин в месте посадки штропов;
• люфт в шарнирных соединениях створок, при котором нижний торец створки и торец элеватора под створку находятся не в одной плоскости;
• заедание в шарнире замка;
• неисправность фиксирующего устройства;
• деформацию или слом пружины.

1.4.1.11. Предохранительные шпильки, вставляемые в проушины элеватора, по длине должны быть равны высоте элеватора и соответствовать диаметру отверстия его проушин.

Штропами нельзя пользоваться, если они имеют неодинаковую длину, выбоины и трещины на поверхности. Штропа должны подвергаться дефектоскопии согласно графику ППР предприятия и отжигу один раз в три года.

1.4.2. Испытание ограничителя подъема талевого блока

1.4.2.1. Испытание ограничителя подъема талевого блока (противозатаскивателя) производится после окончания монтажа и ремонта оборудования буровой установки перед забуриванием скважины, после ремонта тормозной системы лебедки, а также перед освоением скважины с бурового блока, если перед началом работ оборудование буровой установки простаивало длительное время.

1.4.2.2. Испытание ограничителя подъема талевого блока производится комиссией в составе механика по эксплуатации бурового оборудования, бурового мастера или мастера по освоению скважин, мастера подготовительно-наладочной бригады.

1.4.2.3 Перед испытанием ограничителя подъема талевого блока необходимо:

• произвести проверку технического состояния и опрессовку пневмосистемы буровой установки;
• проверить техническое состояние тормозной системы, правильность регулировки тормозных лент, состояние тормозных шкивов и прилегание тормозных колодок к тормозным шкивам;
• проверить крепление системы ограничителя подъема, легкость хода рычагов кранов конечного выключателя путем опускания контргрузов, действие клапанов-разрядников и тормозного цилиндра;
• проверить исправность конечного выключателя электродвигателя привода лебедки.

Результаты проверки бурильщик должен записывать в вахтовый журнал. Выявленные неисправности необходимо устранить и повторить проверку.

1.4.2.4 Опустить талевой блок в нижнее положение.

1.4.2.5. На высоте 24 метра от пола буровой закрепить один конец вспомогательного стального каната диаметром 4 — 9 мм к ноге вышки, второй конец пропустить между струнами оснастки талевого блока и опустить вниз.

1.4.2.6. Поднять давление воздуха в пневмосистеме до 8 кгс/кв. см и поддерживать его до окончания проведения испытания.

1.4.2.7. Удалить всех людей с территории буровой на расстояние высоты вышки плюс 10 метров, за исключением лиц, производящих испытание (мастера или бурильщика).

1.4.2.8. Отсоединить основной канат ограничителя подъема талевого блока от кранов конечного выключателя. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей скорости лебедки, удерживая руками контргрузы кранов конечного выключателя.

При подъеме талевого блока на высоту 10 — 12 метров от ротора, сбрасыванием контргрузов конечного выключателя убедиться в исправном действии всех элементов тормозной системы лебедки. Опустить талевый блок в нижнее положение.

1.4.2.9. Вспомогательный канат для испытания ограничителя подъема талевого блока с помощью крючка из мягкой проволоки диаметром 4 мм закрепить за траверсу кранов конечного выключателя, подсоединить конечный выключатель электродвигателя лебедки.

1.4.2.10. Произвести подъем ненагруженного талевого блока на высшей скорости лебедки до срабатывания ограничителя подъема талевого блока.

1.4.2.11. Замерить тормозной путь талевого блока, который не должен превышать 3,7 метра. Если тормозной путь окажется больше указанного, необходимо найти причину и устранить дефекты. После этого произвести повторное испытание.

1.4.2.12. При положительных результатах испытаний убрать вспомогательный канат на полатях верхнего рабочего, основной канат установить в рабочее положение в соответствии со схемой монтажа.

1.4.2.13. Результаты испытаний ограничителя подъема талевого блока оформить актом.

1.4.2.14. При освоении скважин с бурового блока сразу после окончания буровых работ указанный акт передается в бригаду, проводящую освоение.

1.4.3. Выполнение спуско-подъемных операций

1.4.3.1. При производстве спуско-подъемных операций скорости спуска и подъема момент начала подъема, промежуточные промывки, расширки, проработки и др. должны производиться в строгом соответствии с проектом на строительство скважин.

Особое внимание должно быть обращено на предупреждение колебаний гидродинамического давления в скважине при спуске и подъеме бурового инструмента с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины, гидроразрыва пластов или провоцирования проявлений.

1.4.3.2. При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях, предусмотренных проектом, с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

1.4.3.3 Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить:

• замер износа шеек штропов с занесением результатов в паспорт. При обнаружении микротрещин и износа шеек, превышающих 5 мм, штропы бурильные необходимо отбраковать;
• состояние тормозных колодок. При выявлении толщины колодки от набегающего конца ленты 8 мм и менее тормозная колодка должна быть заменена;
• высоту расположения конца тормозной рукоятки от уровня рабочей площадки, которая при полном торможении не должна быть меньше 0,8 м и не более 0,9 м;
• исправность ограничителя подъема талевого блока. Ограничитель подъема талевого блока должен отключать буровую лебедку при достижении талевого блока на расстоянии не менее 2,0 м до кронблока.

1.4.3.4. Перед спуско-подъемными операциями с применением механизированного ключа необходимо осуществлять проверку и при обнаружении одного из перечисленных ниже дефектов отбраковать ключ:

• плотность посадки сухарей в гнездах;
• смещение плотности торца сухаря относительно торцовой плоскости;
• наличие трещин в корпусе и рукоятке;
• отсутствие шплинта в болтовом креплении вертлюга;
• отсутствие шплинтов в шарнирных пальцах;
• сработаны зубья в сменной челюсти.

1.4.3.5. Не реже одного раза в неделю принудительным открыванием необходимо проверить действие предохранительного клапана воздухосборника. При минусовых температурах окружающей среды работоспособность предохранительного клапана должна проверяться ежесменно.

1.4.3.6. Всякий раз перед началом спуско-подъемных операций бурильщик обязан лично проверить исправность замков элеваторов и приспособлений, предотвращающих выпадение шпилек из проушины, состояние тормозной системы лебедки и кранов ограничителя подъема талевого блока под кронблок, крепление ограждений, шплинтовку отдельных частей механизмов и оборудования.

1.4.3.7. Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть снабжена комплектом механизмов и приспособлений малой механизации с учетом конкретных условий проводки скважины и в соответствии с предусмотренными нормативами.

1.4.3.8. При использовании для спуско-подъемных операций специальных автоматизированных и механизированных устройств (АСП, МСП и др.) необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.

1.4.3.9. В случае проведения спуско-подъемных операций без клиновых захватов для предохранения проушин элеваторов от остаточной деформации использовать специальные вкладыши ротора.

1.4.3.10. Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию инструмента буровая установка должна, кроме того, снабжаться:

• запасными элеваторами для всех размеров используемых труб;
• штропами одинаковой длины с прочно прикрепленными к ним шпильками для элеваторов;
• пеньковым канатом;
• двумя оттяжными крючками для подтаскивания бурильных свечей на подсвечник с концами такой формы, чтобы охватывалось не менее половины окружности трубы;
• переводниками и шарнирными клиньями для подъема и установки утяжеленных труб;
• специальной консистентной смазкой для резьбового соединения замков.

1.4.3.11. Запрещается производить спуско-подъемные операции при неполном составе буровой вахты, при неисправных механизмах, приспособлениях, инструментах.

1.4.3.12. Спуско-подъемные операции разрешается начать только после того, как бурильщик убедится, что второй помощник бурильщика (верхний рабочий) надел и закрепил предохранительный пояс, проверил надежность закрепления пеньковым или оцинкованным канатами к перилам люльки отводных крючков и других инструментов.

1.4.3.13. При подъеме-спуске инструмента необходимо непрерывно наблюдать за показанием индикатора веса, а в случае появления затяжек при расхаживании инструмента не допускать нагрузки свыше максимально допустимой на вышку и на талевую систему.

Вышка должна иметь ограничитель грузоподъемности.

1.4.3.14. Запрещается верхнему рабочему снимать пеньковый канат с бурильной свечи до посадки ее в муфту спущенной в скважину колонны труб.

1.4.3.15. Запрещается переключение скоростей лебедки на ходу и при наличии нагрузки на талевой системе.

1.4.3.16. При подъеме бурильной колонны из скважины следует производить долив в скважину бурового раствора с теми же параметрами свойств, что и у раствора, находящегося в скважине. При этом его уровень в скважине должен поддерживаться у устья. В случае подъема бурильной колонны в поглощающей скважине руководствоваться проектом на строительство скважины.

1.4.3.17. Количество вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должно контролироваться и фиксироваться в журнале.

1.4.3.18. Запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневании скважины. При первых признаках поршневания подъем следует прекратить и произвести промывку и проработку скважины.

1.4.3.19. При невозможности ликвидировать сифон промывкой и проработкой из-за зашламленности турбобура, долота или по другим причинам подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях и тщательном контроле уровней бурового раствора в скважине, приемных и доливных резервуарах.

1.4.3.20. Если во время спуско-подъемных операций начинается перелив промывочного раствора через устье скважины, то следует допустить колонну труб, остановив элеватор над ротором на 0,3 — 0,4 м, закрыть превентор, навинтить ведущую трубу и начать промывку с противодавлением. При отсутствии обратного клапана в бурильной колонне он устанавливается перед наворотом ведущей трубы.

1.4.3.21. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора.

1.4.3.22. Запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.

1.4.3.23. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

1.4.3.24. Конструкция подсвечника должна обеспечивать удаление стекающего с труб бурового раствора и обогрев нижних концов труб при отрицательных температурах окружающего воздуха.

1.4.3.25. При спуске и подъеме инструмента пол буровой вышки необходимо систематически очищать от грязи. На рабочей площадке не должны находиться посторонние предметы.

1.4.3.26. Посадка бурильной колонны на ротор во время спуско-подъемных операций должна производиться плавно, без толчков и ударов.

1.4.3.27. При появлении посадок более чем на 5 делений во время спуска бурильной колонны в местах посадок следует производить проработку ствола скважины.

Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от различных технических и геологических условий и определяются в каждом отдельном случае технической службой бурового предприятия с фиксацией в ГТН.

1.4.3.28. Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.

1.4.3.29. Запрещается оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.

1.4.3.30. При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений.

1.4.3.31. Размеры сменных клиньев пневматического клинового захвата ротора (ПКР) и губок механизма захвата свечи АСП (при работе с комплексом АСП) должны соответствовать наружным диаметрам бурильных труб и УБТ.

1.4.3.32. При применении ПКР вес колонны бурильных (обсадных) труб и УБТ не должен превышать его грузоподъемность.

1.4.3.33. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при не полностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами.

1.4.3.34. При спуске и подъеме колонны бурильных труб клинья пневматического клинового захвата должны быть подняты из ротора.

1.4.3.35. Запрещается поднимать или спускать колонну бурильных труб при не полностью отведенном ключе АКБ.

1.4.3.36. Запрещается проходить между ключом АКБ и бурильной колонной (ведущей трубой), спущенной в скважину. Во время спуска и подъема колонны бурильных труб помощникам бурильщика следует подходить к ротору только после полной остановки колонны бурильных труб.

1.4.3.37. Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. При этом необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.

1.4.3.38. Предохранительный клапан пневмораскрепителя должен быть отрегулирован на 5,6 кгс/кв. см, что соответствует усилию натяжения 6000 кгс при КПД 0,85 и диаметре ПРС 400 мм. Диаметр тягового каната на пневмораскрепителе свечей должен быть не менее 18 мм.

1.4.3.39. При спуске колонны бурильных труб запрещается осуществлять ее торможение клиновыми захватами.

1.4.3.40. При креплении УБТ с помощью пневмораскрепителя величина крутящего момента не должна превышать максимально допустимых величин и регламентируется давлением в цилиндре раскрепителя.

1.4.3.41. Для перемещения труб от подсвечника к устью скважины должно быть использовано устройство для безопасной подачи свечей бурильных труб от подсвечника к ротору типа УПС-2.

1.4.3.42. Подачу свечей на подсвечник и обратно к устью скважины разрешается производить с помощью крючка, имеющего длину не менее 0,5 м и охватывающего половину окружности трубы. Необходимо следить за тем, чтобы конец бурильной свечи не попал на буртик замка ранее установленной свечи и на ноги работающих.

1.4.3.43. Установку ведущей трубы в шурф следует производить с помощью специальных приспособлений (автозатаскивателя, направляющего желоба и др.). Запрещается затаскивать ведущую трубу в шурф вручную или при помощи вспомогательной лебедки.

1.4.3.44. Запрещается производить спуск ведущей трубы в шурф на большой скорости. Подъем ее из шурфа необходимо производить на 1-й скорости буровой лебедки.

1.4.3.45. При установке в шурф ведущей трубы и ее извлечении из шурфа не допускается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы.

1.4.3.46. Вывод крюка из штропа вертлюга необходимо производить после того, как помощник бурильщика откроет предохранительную защелку крюка и отойдет в сторону.

1.4.3.47. Подавать элеватор на стол ротора и снимать его с ротора необходимо с помощью вспомогательной лебедки. Элеватор при этом должен быть закрыт.

1.4.3.48. Перед подъемом ведущей трубы из шурфа необходимо закрыть стопор, предотвращающий поворот крюка.

1.4.3.49. При заведении штропов в проушины элеватора, а также выводе их из проушин необходимо браться за штропы на безопасном расстоянии (не менее 420 мм от нижней кромки штропа).

1.4.3.50. При спуске бурильной колонны вспомогательный тормоз лебедки (гидродинамический или другого типа) должен включаться в работу по достижении веса колонны, указанного в характеристике буровой установки. Работа без вспомогательного тормоза при этом запрещается. Включение и выключение кулачковой муфты вспомогательного тормоза буровой лебедки на ходу запрещаются.

1.4.3.51. Бурильщик должен начинать подъем крюка после сигнала помощника о закрытии элеватора.

1.4.3.52. Бурильщик должен следить за поднимаемым талевым блоком и при подходе его к люльке верхнего рабочего снижать скорость подъема.

1.4.3.53. Поднимаемый ненагруженный элеватор должен быть в раскрытом состоянии со створками, обращенными ко второму помощнику бурильщика (верхнему рабочему). При этом раскачивание талевой системы не допускается.

1.4.3.54. Во время подъема и спуска бурильных свечей помощники бурильщика должны осматривать поверхность труб, чтобы своевременно обнаружить возможные дефекты.

1.4.3.55. При применении УБТ необходимо использовать специальные приспособления для их установки за «палец» и на подсвечник, а также для наращивания колонны бурильных труб.

1.4.3.56. Посадку колонны бурильных труб на ротор бурильщик должен производить плавно, не допуская удара элеватора о стол ротора, и так, чтобы замковая муфта находилась от ротора на расстоянии, обеспечивающем свободный подвод трубозажимного устройства АКБ.

1.4.3.57. После окончания спуска колонны бурильных труб перед очередным долблением необходимо машинные ключи отвести от устья скважины и зацепить за специальный крючок на ноге вышки, закрыть доступ воздуха к крану управления АКБ и снизить давление в отключенной части пневмосистемы до атмосферного.

1.4.3.58. Буровой мастер (начальник буровой) должен осуществлять проверку состояния спуско-подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал.

1.4.3.59. Дефектоскопия спуско-подъемного оборудования должна производиться в соответствии с инструкцией по дефектоскопии.

2. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Введение

Инструкция отражает современные требования и порядок выполнения комплекса работ: по подготовке ствола скважины, наземных технических средств и обсадных труб, тампонажных материалов и цементировочного оборудования; по спуску и цементированию обсадных колонн различного назначения; по проведению заключительных операций при креплении скважин и оценке его качества.

Изложенные в Инструкции указания и рекомендации о порядке выполнения различных работ по креплению скважин соответствуют требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 1993, НПО ОБТ).

2.1. Общие положения

2.1.1. Организация и производство работ по созданию безопасных условий труда персонала, осуществляющего выполнение работ по креплению скважины, определяется настоящей Инструкцией.

2.1.2. Инструкция регламентирует основные положения и требования к выполнению работ по креплению нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации, при производстве которых необходимо также руководствоваться другими действующими инструкциями и правилами:

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 1993, НПО ОБТ).

Настоящая Инструкция разработана с учетом выполнения в полном объеме требований рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

Проектом на строительство скважины предусматривается углубление ствола скважины заданной траектории (при ограничениях на интенсивность искривления) и заданного номинального диаметра для беспрепятственного спуска до забоя обсадных труб и обеспечения заданной высоты поднятия цементного раствора.

2.1.3. В рабочем проекте строительства скважин на нефть и газ содержатся программы работ по креплению каждой обсадной колонны, в которых определен перечень потребных технических средств и материалов, а также приведены схемы размещения элементов технологической оснастки бурильной и обсадной колонн, схемы обвязки цементировочной техники и оборудования применительно к местным условиям работ. Отказ от рекомендуемых проектом технических средств, материалов и схем размещения подлежит согласованию с разработчиком проекта либо расследованию специально созданной комиссией с составлением акта.

2.1.4. Расчет обсадных колонн на прочность следует производить в соответствии с прочностными характеристиками используемого сортамента обсадных труб и величинами:

• максимальных растягивающих нагрузок от веса колонн.

При этом указанные величины определяются для экстремальных прогнозных случаев их проявления в течение всего срока использования скважины.

В случае необходимости спуска колонн секциями рассчитывают каждую из них. Для колонн в наклонных скважинах (альфа > 5 град.) необходимо применять повышенные значения коэффициентов запаса прочности. Во всех случаях необходимо обеспечивать условия максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб.

Расчеты колонн производятся в соответствии с действующими инструкциями и методиками, утвержденными в установленном порядке.

Любые изменения технических условий на обсадные трубы и коэффициентов запаса прочности, не предусмотренные в действующих стандартах или инструкциях, подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора России.

2.1.5. При реализации рабочего проекта строительства скважин, с учетом требований настоящей Инструкции и особенностей геолого-технических условий рекомендуется при необходимости для отдельных нефтегазодобывающих районов составлять дополнительно программу по креплению скважин.

2.1.6. При спуске сварных обсадных колонн следует руководствоваться соответствующими инструкциями (справочными пособиями по креплению скважин) и указаниями по электродуговой или контактной сварке обсадных труб.

2.1.7. Отступление от настоящей Инструкции по выполнению работ по креплению скважины допускается в исключительных случаях с письменного разрешения госгортехнадзора по представлению руководства производственного предприятия.

2.1.8. Инструкция предназначена для предприятий нефтяной и газовой промышленности, а также для геологоразведочных организаций, осуществляющих строительство скважин.

Все ранее действовавшие инструкции по креплению скважин несварными колоннами считать утратившими силу.

2.2. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных труб

Подготовка ствола к спуску обсадных труб — под направления, кондуктор, промежуточную (сплошную, хвостовик, потайную) и эксплуатационную колонну — наиболее рационально производить одновременно с процессом углубления ствола.

Однако вероятностный характер исходной геологической информации и несовершенство математического моделирования при проектировании оставляют возможность отклонения от проектных решений (по диаметру и траектории ствола) при их реализации.

Использование информации, получаемой в процессе углубления ствола и геофизических измерений в нем, позволяет конкретизировать подготовку ствола к операции спуска обсадных колонн.

Порядок проведения подготовки ствола определяется требованием, обеспечивающим качество и надежность скважины, т.е. в первую очередь выполняются работы по обеспечению траектории ствола с заданной интенсивностью искривления. Затем — работы по расширению ствола в местах сужения или желобных выработок, а также электрометрические работы в комплексе с работами по очистке ствола скважины от шлама.

2.2.1. КНБК для снижения интенсивности искривления ствола скважины

2.2.1.1. Совмещение процессов углубления и подготовки ствола скважины достигается путем включения в КНБК непосредственно над долотом (или расширителем) специального калибратора или заменяющего его участка УБТ, размеры которого для каждого случая следует определять в соответствии с нижеизложенными требованиями.

2.2.1.2. При роторном способе КНБК должны собираться по следующей схеме: долото; наддолотный участок КНБК, обеспечивающий проходимость обсадных труб; участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото; бурильные трубы. Диаметр и длина наддолотного участка КНБК определяется по расчету.

2.2.2. КНБК для расширения ствола скважины

2.2.2.1. Если после углубления наклонно направленного или горизонтального участка ствола потребуется его расширение для спуска обсадных труб, то расширение следует выполнять с применением КНБК, обеспечивающей требования п. п. 2.2.1.2 и 2.2.1.3.

2.2.2.2. Проработку скважины при калибровке следует вести только в тех интервалах, где обнаружатся «посадки» и «затяжки» инструмента до полного устранения последних.

2.2.2.3. Если проектом строительства скважины предусмотрено расширение интервала крепления раздвижными расширителями типа РРБ или подобными, углубление этого участка ствола следует производить компоновкой, выбранной в соответствии с п. п. 2.2.1.1 - 2.2.1.3.

2.2.2.4. При проработке необходимо обеспечить непрерывную равномерную подачу долота. Число оборотов ротора и режим промывки должны быть такими же, как и при углублении этого интервала. Допустимая осевая нагрузка на долото — 20 кН (2,0 тс). Режимы бурения при турбинном способе должны находиться в пределах установленных проектом на строительство скважин.

2.2.2.5. Если при углублении или расширении ствола были использованы КНБК, не отвечающие требованиям п. п. 2.2.1.2 или 2.2.1.3 настоящей Инструкции, то следует предусмотреть подготовку ствола жесткими КНБК. При этом не следует повышать жесткость КНБК, если в процессе предыдущей проработки «посадки» и «затяжки» инструмента отсутствовали.

2.2.3. Очистка ствола скважины от шлама

2.2.4. Мероприятия по очистке ствола, связанные с геофизическими исследованиями

2.3. Подготовка наземных технических средств к спуску обсадных колонн

2.3.1. Общие требования

2.3.2. Подготовка и транспортирование обсадных труб

2.3.3. Подготовка и применение технологической оснастки обсадных колонн

2.3.3.3 Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД и ЦКОДМ подготавливаются к работе в следующей последовательности:

2.4. Спуск обсадных колонн

2.4.1. Спуск обсадных колонн в один прием

2.4.1.1.3 Запрещается пользоваться элеваторами, если обнаружены следующие дефекты:

2.4.1.1.5 Спайдер должен устанавливаться на подроторные балки.

2.4.1.2. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах.

При затаскивании труб через каждую из них необходимо пропускать жесткий шаблон, размеры которого приведены в таблице 1. Операцию шаблонирования труб следует закрепить за ответственным лицом из числа помощников бурильщика.

Данные по каждой трубе должны быть в порядке спуска занесены в журнал, форма которого приведена в таблице 4.

Таблица 4

ФОРМА ЖУРНАЛА ДЛЯ РЕГИСТРАЦИИ ТРУБ В СОСТАВЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

(название колонны)

2.4.1.3. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др.

2.4.1.4. Количество элементов технической оснастки и порядок их размещения по длине ствола определяются проектом на строительство скважины для каждой обсадной колонны (направление, кондуктор, промежуточная, эксплуатационная) с учетом конкретных геолого-технических условий строительства скважины в соответствии с рекомендациями, приведенными в инструкциях по эксплуатации упомянутых устройств и приспособлений. Расстановка центраторов должна производиться в соответствии с расчетом.

В процессе спуска обсадных труб в скважину необходимо в учетной ведомости зарегистрировать фактические данные о количестве и местах (глубины по стволу) установки каждого элемента оснастки.

2.4.1.5. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов.

2.4.1.6. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины.

2.4.1.7. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем. Примерные величины крутящих моментов приведены в таблице 5.

Таблица 5

МОМЕНТЫ СВИНЧИВАНИЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, КНМ

2.4.1.8. После свинчивания и крепления соединений резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах +1 нитки резьбы.

Соединения труб ОТТГ и ТБО должны быть свинчены до отказа по упорным торцам и уступам.

После свинчивания труб с соединениями ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до него не более чем на 5 мм.

2.4.1.9. В целях предупреждения возможности отвинчивания нижних обсадных труб кондукторов (в процессе последующего углубления скважины) рекомендуется во время спуска электросваркой обварить прерывистым швом нижние 5 — 6 свинченных и закрепленных резьбовых соединений.

При спуске сварных обсадных колонн следует руководствоваться соответствующими инструкциями (справочными пособиями по креплению скважин) и указаниями по электродуговой или контактной сварке обсадных труб.

Применение электросварки для «усиления» резьбовых соединений обсадных труб, свинченных с отклонением от норм и требований, запрещается.

2.4.1.10. Буровой мастер, бурильщик или другое ответственное лицо должны осуществлять контроль за правильным свинчиванием и докреплением резьбовых соединений обсадных труб.

2.4.1.11. В процессе спуска обсадной колонны необходимо контролировать характер заполнения ее по объему вытесняемой из скважины жидкости и изменению нагрузки на крюке.

2.4.1.12. При отказе в работе обратного клапана, обеспечивающего самозаполнение колонны, или при использовании клапана другой конструкции необходимо периодически (через указанное в плане работ количество спущенных труб) производить долив бурового раствора в колонну. Эту операцию рекомендуется осуществлять с помощью специальной головки, обеспечивающей выход вытесняемого из колонны воздуха. Уровень жидкости после заполнения колонны должен находиться на устье и контролироваться визуально.

2.4.1.13. Допустимая высота незаполнения (опорожнения) обсадных колонн в процессе их спуска (h, м) при четырехкратном запасе прочности определяется по формуле:

P

h = -------------,

где:

P — меньшая из двух величин — давления смятия обсадных труб или давления опрессовки обратного клапана, МП;

g — ускорение свободного падения, м/кв. сек.;

ро — плотность бурового раствора в скважине, кг/куб. м.

2.4.1.14. В процессе спуска обсадных колонн необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола, периодичность которых определяется проектом на строительство скважины для каждой конкретной колонны (направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная) с учетом опыта крепления на данной площади.

В случае возникновения признаков осложнений (посадки, затяжки, разгазирования бурового раствора и т.п.), а также после спуска обсадных труб до забоя скважины следует промыть колонну и ствол скважины при максимальной производительности буровых насосов, не допуская возможности гидроразрыва пород, в течение времени, необходимого для полной очистки бурового раствора от шлама и приведения его параметров в соответствие с проектом на строительство скважины. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек.

2.4.1.15. Восстановление циркуляции и последующую промывку скважины следует начинать при заполненной до устья буровым раствором обсадной колонне и минимальной подаче насосов с постепенным увеличением ее до необходимой величины, предусмотренной проектом на строительство скважины.

2.4.1.16. В случае возникновения признаков поглощения и снижения уровня жидкости в затрубном пространстве следует принять меры по заполнению его буровым раствором и восстановить циркуляцию или принять другое решение в зависимости от конкретных геолого-технических условий, оставаясь в пределах, разрешенных проектом на строительство скважины.

2.4.1.17. В целях предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее буровым раствором, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонну необходимо периодически расхаживать. В промежутках между расхаживаниями колонну следует держать в подвешенном состоянии.

2.4.1.18. Во избежание гидроразрыва горных пород и поглощений бурового раствора, а в некоторых случаях — смятия обсадных труб скорость спуска обсадных труб с обратным клапаном должна быть равномерной и регламентирована в соответствии с расчетами, приведенными в проекте на строительство скважины.

2.4.1.19. Если при спуске обсадных труб имеют место посадки и затяжки, которые не представляется возможным ликвидировать посредством промывок и расхаживания, то трубы необходимо поднять и ствол скважины подготовить заново в соответствии с рекомендациями настоящей Инструкции.

Допустимые посадки и затяжки при спуске обсадных труб должны быть регламентированы местными нормами и указаны в плане работ на спуск, исходя из условий и опыта крепления скважин в данном районе буровых работ.

2.4.1.20. С целью предупреждения возможности преждевременного износа (вследствие истирания бурильными трубами) устьевого участка ранее спущенной колонны в скважинах со сложной конструкцией и продолжительными сроками бурения предусматривается проектом на устье устанавливать вместо обычных обсадных труб одну или две специальные толстостенные трубы соответствующего диаметра.

2.4.1.21. Допуск обсадных колонн до забоя, которые предусматривается оборудовать колонными головками, противовыбросовыми устройствами или фонтанной арматурой, следует осуществлять без подгоночных патрубков.

2.4.1.22. Последние (верхние) одну или две трубы рекомендуется спускать в скважину с минимальной скоростью и одновременной промывкой. При этом запрещается производить частичную или полную разгрузку обсадной колонны на забой скважины.

2.4.1.23. По окончании спуска обсадных труб колонна должна быть подвешена на талевой системе для обеспечения возможности ее расхаживания в процессе цементировочных работ или периодического перемещения ее вниз в случае увеличения растягивающих усилий на крюке в период цементирования.

2.4.2. Спуск обсадных колонн, хвостовиков и секций колонн

В случае обоснованной проектом на строительство скважины необходимости спуска колонн секциями и/или хвостовиками должно быть выполнено нижеследующее.

2.4.2.1. При креплении скважины обсадными колоннами, которые спускаются секциями или хвостовиками, следует в полном объеме выполнять перечень организационно-технических мероприятий, осуществляемых в процессе подготовительных работ перед спуском обсадных труб в один прием, согласно указаниям раздела 2.4.1 настоящей Инструкции.

2.4.2.2. Общая длина хвостовика или секции обсадной колонны в проекте на строительство скважины выбирается из условия, чтобы «головка» нижней секции (хвостовика) располагалась выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 10 м.

2.4.2.3 Бурильные трубы, предназначенные для спуска секций или хвостовика, необходимо:

• проверить наружным осмотром;
• прошаблонировать по минимальному внутреннему диаметру (размеры шаблонов указаны в таблице 6);
• измерить длину с помощью стальной рулетки;
• пронумеровать в порядке очередности их использования.

Таблица 6

2.4.2.4. Необходимо произвести опрессовку труб, дефектоскопию и проверочный расчет бурильной колонны на прочность в соответствии с указаниями проекта на строительство скважины, исходя из максимальных давлений и растягивающих нагрузок, которые ожидаются при спуске и цементировании хвостовика или секций. Давление опрессовки бурильных труб должно на 20% превышать величину максимального ожидаемого давления при цементировании секций.

2.4.2.5. В процессе выполнения работ по подготовке ствола скважины к спуску секций (хвостовика) следует зафиксировать по индикатору веса нагрузку на крюке, создаваемую той частью бурильной колонны, которую планируется использовать при креплении скважины.

2.4.2.6. Для крепления скважины секциями или хвостовиками рекомендуется использовать специальные устройства для спуска, цементирования, стыковки секций.

2.4.2.7. Для спуска хвостовиков, перекрывающих пласты с АВПД, необходимо использовать устройства типа «подвеска — пакер».

2.5. Цементирование обсадных колонн

2.5.1. Цементировочное оборудование и подготовка его к работе

2.5.1.4 Перед выполнением тампонажных работ проводится <...>

<...> подготовка насосных установок перед выполнением ответственных операций должна включать:

2.5.1.7 Подготовка к работе цементировочной головки должна включать:

2.5.2. Подготовительные работы к процессу цементирования

2.5.2.12. Для размещения цементировочного и другого оборудования, предназначенного для цементирования, буровая организация готовит площадку у мостков буровой. Место для площадки выбирают в стороне от токонесущих проводов. Площадка должна быть спланирована без заметного уклона.

Если расчетный объем жидкости затворения превышает общую вместимость мерных баков насосных установок, тампонажная служба извещает буровую организацию о необходимости установить специальную емкость соответствующего объема.

Циркуляционная система буровой установки должна позволять удобное подключение цементировочного оборудования для набора продавочной жидкости.

2.5.2.13. Размещение и обвязка цементировочной техники у буровой осуществляются в соответствии со схемой, определенной проектом на строительство скважины.

2.5.2.14. После сборки нагнетательных трубопроводов необходимо произвести их опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.

2.5.3. Процесс цементирования

2.5.3.1. Руководство всеми работами по цементированию обсадной колонны осуществляет ответственное лицо — инженер, назначаемый руководством бурового предприятия.

2.5.3.2. Время начала цементирования обсадной колонны фиксируется ответственным лицом в буровом журнале после надлежащей проверки готовности бурового и цементировочного оборудования к проведению этой операции.

2.5.3.3. Присутствие в зоне проведения работ лиц, не связанных непосредственно с работами по цементированию, не допускается.

2.5.3.4. По окончании спуска колонны скважину следует промыть до выравнивания параметров промывочного раствора на входе и выходе скважины. Производительность насосов при этом должна быть не менее чем при бурении нижнего интервала ствола скважины.

2.5.3.5 Для обеспечения чистоты цементного раствора в скважине рекомендуется:

- закачивать буферную жидкость перед началом закачки цементного раствора, объем которой рассчитывается из условия недопущения нефтегазоводопроявления при давлении на пласт столбов буферной и промывочной жидкости;

- расхаживать колонну с начала до окончания цементирования, за исключением колонн глубоких скважин, рассчитанных с минимальным запасом прочности на страгивание;

- обеспечивать разность удельных весов цементного раствора и промывочной жидкости не менее 0,20 г/куб. см;

- понижать статистическое напряжение сдвига промывочной жидкости перед закачкой цементного раствора до минимально возможных величин.

2.5.3.6. Применять следует тот тип буферной жидкости, который указан в проекте на строительство скважины. При этом необходимо соблюдать технологию использования каждого типа буферной жидкости.

2.5.3.7. Скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве должна быть не менее 1,5 м/сек. для кондукторов и промежуточных колонн и не менее 1,8 — 2,0 м/сек. для эксплуатационных колонн, если возникающие гидродинамические давления не вызывают опасности поглощения промывочной жидкости вследствие гидроразрыва пластов. При цементировании обсадных колонн в сложных геологических условиях скорость восходящего потока цементного раствора не должна быть ниже, чем скорость подъема промывочного раствора во время последней промывки.

2.5.3.8. При цементировании обсадных колонн обязательно применение верхней разделительной пробки с самоуплотняющимися манжетами.

2.5.3.9. Если в процессе цементирования будет обнаруживаться загазирование промывочного раствора, выходящего из скважины, то цементирование необходимо продолжить при закрытом превенторе с регулированием противодавления в затрубном пространстве.

2.5.3.10. Во время затворения тампонажных смесей необходимо контролировать плотность приготавливаемых суспензий отдельно по каждой смесительной машине не реже чем через каждые 3 мин. Колебание плотности раствора не должно быть более 0,03 г/куб. см от заданного значения.

2.5.3.11. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применявшегося при вскрытии этих горизонтов.

2.5.3.12. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.

2.5.3.13. При цементировании продуктивных пластов вид тампонирующего материала, его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ должны быть выбраны исходя из условия максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и создания минимальной репрессии давлений на них.

2.5.3.14. При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах, особенно с высокой температурой, необходимо подбирать специальные тампонирующие материалы, обеспечивающие сохранение высокого качества цементного камня в течение длительного времени, а также обеспечивать проведение работ в максимально сжатые сроки. Время на процесс цементирования не должно превышать 75% от времени загустевания тампонажного раствора.

2.5.3.15. По окончании закачивания тампонажного раствора в кратчайший срок (не более 1 мин.) освобождается разделительная пробка, закачивается 2 — 3 куб. м воды, обработанной ПАВ, в счет продавочной жидкости и осуществляется продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Режим продавливания тампонажного раствора должен быть рассчитан заранее в соответствии с рекомендациями проекта на строительство скважины.

Последний 1 куб. м продавочной жидкости до получения момента «стоп» закачивается одним — двумя цементировочными агрегатами при минимальной производительности насосов.

2.5.3.16. В процессе цементирования нельзя допускать остановок и необходимо непрерывно следить за характером циркуляции.

2.5.3.17. Давление в процессе цементирования не должно превышать 80% давления опрессовки обсадных труб.

2.5.3.18. Весь процесс цементирования рекомендуется контролировать с помощью станции контроля цементирования.

2.5.4. Заключительные работы после цементирования

2.5.4.1. После окончания продавливания тампонажного раствора избыточное давление в цементировочной головке следует снизить до атмосферного. В период ОЗЦ один из кранов цементировочной головки должен оставаться открытым.

2.5.4.2. В случае негерметичности обратного клапана необходимо принять меры к восстановлению его герметичности (см. пункт 2.3.3.10). Если восстановить герметичность не удастся, то следует вновь закачать в обсадную колонну излившуюся продавочную жидкость, создав избыточное давление, превышающее гидростатическое на цементировочной головке.

Во время ОЗЦ следует контролировать и периодически снижать давление на цементировочной головке, не допуская его роста более чем на 1,5 МПа, с записью в буровом журнале процесса роста и снижения давления и объема излившейся из обсадной колонны жидкости. После прекращения роста давления необходимо снизить избыточное давление в цементировочной головке до атмосферного.

2.5.4.3. В случае самопроизвольного роста нагрузки на крюке в период ОЗЦ более чем на 3 — 5 тс следует снижать ее до исходной величины с записью о проделанной операции в буровом журнале.

2.5.4.4. По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД или газовые горизонты, на период ОЗЦ рекомендуется герметизировать затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины.

На месторождениях, где наблюдается тенденция к газоводонефтепроявлениям в период ОЗЦ, после герметизации затрубного пространства скважины необходимо создать в нем избыточное давление, не допуская гидроразрыва пластов или нарушения обсадных труб.

2.5.4.5. До окончания установленного срока ОЗЦ и монтажа на устье скважины противовыбросового оборудования (или колонной головки) запрещается производство работ, связанных с разбуриванием в обсадных колоннах цементных стаканов и элементов технологической оснастки.

2.5.4.6. Продолжительность времени ОЗЦ должна устанавливаться согласно рабочему проекту на строительство скважины и результатам лабораторных испытаний тампонажных растворов.

2.5.4.7. Оборудование устья скважины должно осуществляться в зависимости от планируемых способов цементирования, подвески и назначения спускаемых колонн и производиться как на стадии подготовительных, так и заключительных работ после цементирования обсадных колонн.

2.5.4.8. При планировании процесса цементирования кондуктора и промежуточных колонн большого диаметра через бурильные трубы следует после спуска колонны на заданную глубину смонтировать на ее приустьевой части превенторную установку или устройство для герметизации кольцевого пространства между обсадными и бурильными трубами.

2.5.4.9. При оборудовании устьевой части зацементированного кондуктора необходимо обеспечить выполнение следующих требований:

- верхнюю обсадную трубу, выходящую на дневную поверхность, отрезать так, чтобы она выступала не менее 0,3 м над поверхностью земли для возможности установки специальных приспособлений по принудительной герметизации устья в случае открытого фонтанирования при углублении скважины или для монтажа опорного фланца либо опорного пьедестала для подвески последующих обсадных колонн, а также для монтажа противовыбросового оборудования;

- фактическую схему оборудования устья и его обвязки, являющуюся официальным документом в деле скважины, составлять с указанием размеров смонтированных элементов и крепежных деталей, а также расстояний от поверхности земли или шахты до пола буровой площадки.

2.5.4.10. Все обсадные колонны, выходящие на поверхность, кроме направления и кондуктора, необходимо подвешивать на устье и жестко связывать между собой системой колонных головок с образованием единой крепи.

2.5.4.11. Запрещается производить временную или постоянную разгрузку на цементный камень обсадных колонн, зацементированных не до устья скважины.

2.5.4.12. Подвеска обсадных колонн в колонной головке должна производиться с расчетной натяжкой незацементированной части колонны в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин».

2.5.4.13. Используемые резиновые уплотнительные элементы колонной головки должны быть выполнены из нефтетермостойкой резины с соответствующим сроком годности.

2.5.4.14. В процессе оборудования устья и по завершении этих работ межтрубное пространство должно быть целиком заполнено буровым раствором или водой для предотвращения образования пожаровзрывоопасной газовоздушной смеси.

2.5.4.15. Один из боковых отводов корпуса колонной головки должен быть снабжен краном и выведенным наружу манометром для контроля давления в межтрубном пространстве, а второй отвод — коренной задвижкой высокого давления для возможности отбора проб или закачки жидкости в межтрубное пространство при необходимости. Установка временных или постоянных заглушек на отводах не допускается.

2.5.4.16. При оборудовании устья запрещается газорезка верхней части обсадных колонн, приварка муфты и боковых отводов. Все отводы и элементы обвязки устья должны быть закреплены на резьбе, а срезка производиться механическим устройством.

2.5.4.17. Дополнительная герметизация устьевой части межтрубного пространства заполнением его тампонажным раствором не допускается.

2.5.4.18. Оборудование устья скважины противовыбросовыми установками должно осуществляться в соответствии с проектом на строительство скважины (оборудование противовыбросовое).

2.5.4.19. Смонтированное устьевое оборудование вместе с обсадной колонной должно быть испытано на герметичность избыточным давлением в соответствии с проектом на строительство скважины.

2.5.4.20. При демонтаже устьевого противовыбросового оборудования необходимо исключить повреждение несущего колонного фланца и попадание посторонних предметов в скважину.

2.5.4.21. По окончании цементирования эксплуатационной колонны ее верхняя часть, в зависимости от назначения скважины и способов опробования вскрытых продуктивных отложений или их эксплуатации, должна быть оборудована фонтанной арматурой или другим видом устройств с последующим испытанием герметичности устьевого оборудования и соединения его с колонной.

2.6. Оценка качества цементирования скважины

Оценка качества цементирования обсадных колонн производится с помощью комплекса геофизических исследований (акустический метод, метод рассеянного гамма-излучения, термометрия), а также проверкой герметичности обсадной колонны, предусмотренных проектом на строительство скважины.

2.6.1. Применение комплекса геофизических исследований

2.6.1.1. Для определения качества цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин следует применять акустический метод (аппаратура типа АКЦ-4, УЗБА-21, АК1-841, акустическая часть АК-1, входящая в комплекс ЦМГА-2, МАК-2, АКЦ-НВ).

2.6.1.2. Для оценки качества цементирования обсадной колонны в сложных геолого-технических условиях (интервалы со значительной кавернозностью, большие диаметры колонн, высокие забойные температуры, применение облегченных и малопрочных тампонажных смесей, наличие АВПД и АНПД) в наклонных и горизонтальных скважинах, многоколонных конструкциях скважин рекомендуется наравне с аналоговыми параметрами регистрировать фазокорреляционные диаграммы (аппаратура типа ИФКД, БФКА, «Луч», «Волна», «Штиль» и т.д.).

2.6.1.3. Оценку качества цементирования интервалов скважин, обсаженных двумя и более колоннами, целесообразно проводить с использованием модификаций аппаратуры акустического контроля цементирования с низкочастотным излучением, которые содержат трехэлементные зонды (аппаратура типа ЦМГА-2, СПАК-2, УЗБА-21, МАК-2, АК1-841 и др.).

2.6.1.4. Определение высоты подъема облегченных, аэрированных и малопрочных тампонажных смесей целесообразно проводить с помощью способа определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн или методом радиоактивного каротажа, активировав в процессе цементирования первую порцию тампонажного раствора радоновым индикатором.

2.6.1.5. Оптимальное время начала измерений акустическим методом определяется экспериментально для каждого конкретного региона в зависимости от теплового режима скважины, физико-химических свойств цементного раствора и его начальной температуры, но не ранее 20 — 24 час.

2.6.1.6. При проведении исследований в эксплуатационной колонне рекомендуется заменять глинистый раствор на воду (на глубину 100 — 150 м от устья) перед проведением АКЦ.

2.6.1.7. Нельзя применять акустический метод в обсадных трубах, заполненных газированными жидкостями, на ранней стадии формирования цементного камня.

2.6.1.8. В комплексе с акустическим методом рекомендуется применять метод рассеянного гамма-излучения (ГГК) для уточнения высоты подъема тампонажной смеси за колонной, выделения незацементированных интервалов, с односторонней заливкой и наличием каналов в цементном камне, а также для определения эксцентриситета колонны в скважине и измерения плотности цементного камня. ГГК можно применять в любое время после окончания цементирования. Совместное использование методов АК и ГГК позволяет выявить практически все основные дефекты цементного кольца, обусловленные как уменьшением плотности цементного кольца, так и неплотным контактом его с обсадной колонной и стенками скважины.

2.6.1.9. Для уверенного контроля качества цементирования методом ГГК минимальная разность плотностей цементного камня и бурового раствора должна быть больше 0,3 г/куб. см при измерениях в скважинах диаметром 295 мм, обсаженных колоннами 146 — 168 мм, и больше 0,4 г/куб. см при измерениях в скважинах диаметром 193 — 214 мм, обсаженных, соответственно, колоннами 146 и 168 мм. При меньшей разнице плотностей цементного камня и бурового раствора применять метод ГГК нецелесообразно.

2.6.1.10. Для оценки качества цементирования технических колонн и кондукторов рекомендуется использовать цементомеры ЦМ (8 — 10), ЦМ (10 — 16); для оценки качества цементирования эксплуатационных обсадных колонн, количественных определений плотности вещества в затрубном пространстве — дефектомер-толщиномер типа СГДТ (СГДТ-2, СГДТ-3, СГДТ-НВ и др.).

Для уточнения данных СГДТ рекомендуется делать базовый замер в спущенной обсадной колонне до цементирования, второй — после него.

2.6.1.11. В условиях, когда необходимо оценить такие показатели, как степень вытеснения бурового раствора цементным, интервал распространения зоны смешения бурового и цементного растворов, наличие зон скопления цементных масс, сроки схватывания цементного раствора в условиях скважины, рекомендуется применять термометрию (термометры ЭТМИ-58, ЭТС-24, ТЭГ-60, ТЭГ-36 и т.д.).

2.6.1.12 Для реализации возможностей термометрии необходимо зарегистрировать по меньшей мере три термограммы:

первую — сразу после цементирования колонны (практически через 1 — 2 ч);

вторую — в момент, когда по данным лабораторного анализа ожидается конец схватывания цементного раствора;

третью — через 10 — 15 ч после цементирования скважины.

2.6.2. Мероприятия по безопасности проведения испытаний на герметичность обсадных колонн в скважине

2.6.2.1. Все работы по опрессовке обсадных колонн в скважинах должны проводиться только персоналом, прошедшим обучение безопасным методам выполнения соответствующих работ.

Нахождение в рабочей зоне не участвующих в опрессовке людей запрещается.

2.6.2.2. Все трубопроводы, задействованные в процессах опрессовки, должны быть предварительно опрессованы на полуторакратное максимальное рабочее давление, ожидаемое при проведении работ.

2.6.2.3. На цементировочных агрегатах или других насосных механизмах, используемых для опрессовки, должны быть предохранительные устройства, срабатывающие при превышении давления на 3 — 5% выше максимального рабочего.

Предохранительные устройства и их отводы должны быть закрыты стальным кожухом толщиной не менее 3 мм, надежно закрепленным к станине насосов. Отвод предохранительного устройства должен быть направлен в рабочую приемную емкость.

2.6.2.4. Испытания обсадных колонн на герметичность методом опрессовки или методом снижения уровня должны производиться в точном соответствии с рабочим проектом на строительство скважины.

2.6.2.5. При испытании на герметичность эксплуатационных обсадных колонн газовых скважин, а также нефтяных скважин с высоким газовым фактором производится дополнительная опрессовка (если это предусмотрено проектом) приустьевой части колонны и оборудования устья скважины газом — азотом на то же давление, что и при гидравлическом испытании.

Применение для этих целей других газов, например воздуха или нефтяного газа, запрещается.

2.6.2.6. Объем азота, закачиваемого в приустьевую часть колонны, должен быть таким, чтобы при рабочем давлении азотом было бы заполнено не менее 15 м колонны.

2.6.2.7. Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин. после создания расчетного давления оно не снижается или снижается не более чем на 4,5%.

Наблюдение за снижением давления следует начинать через 5 мин. после создания расчетного давления.

2.6.2.8. Заключение по оценке качества цементирования той или иной скважины должно выдаваться по комплексу применяемых геофизических и технологических методов, а не по каждому из методов отдельно.

3. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Введение

Инструкция составлена с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», содержит рекомендации по безопасному ведению работ, связанных с освоением скважин: перфорацией, вызовом притока, очисткой призабойной зоны, а также по утилизации нефти и газа при освоении поисковых и разведочных скважин.

3.1. Общие положения

3.1.1. Работы по освоению скважин должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и настоящей Типовой инструкции.

3.1.2. Инструкция является документом, отражающим безопасность работ по технологии освоения скважины, принятой в рабочем проекте на ее строительство, независимо от типа коллектора, глубины и местоположения скважины (куст, суша, море).

3.1.3. К освоению скважины относится комплекс работ по перфорации эксплуатационной колонны и вызову притока жидкости (газа) из пласта, в случае необходимости — интенсификации скважины и очистке ее призабойной зоны от загрязнения и, в конечном счете, получению промышленного притока углеводородов.

3.1.4. Уровни опасных и вредных производственных факторов при освоении нефтяных и газовых скважин не должны превышать допустимых значений, устанавливаемых действующими стандартами, санитарными нормами проектирования промышленных предприятий, а также гигиеническими нормами Минздрава РФ.

3.1.5. Типовые схемы обвязки устьевого оборудования и коммуникаций для каждого месторождения разрабатываются проектной организацией по согласованию с госгортехнадзором и противофонтанной службой и утверждаются организацией, ведущей разработку месторождения.

3.1.6. К производству работ по освоению и исследованию скважины допускаются лица, ознакомленные с настоящей Инструкцией и прошедшие дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ при освоении.

3.1.7. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом принятых технико-технологических решений на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается руководством бурового предприятия (подрядчика) и согласовывается с руководством заказчика. Для газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с АВПД и содержанием сероводорода более 6% план согласовывается с противофонтанной службой.

В плане работ указывается число работающих, мероприятия по обеспечению их безопасности на случай превышения ПДК. С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. К плану должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктах.

3.1.8 При освоении нефтяных и газовых скважин на кусте должны быть соблюдены следующие дополнительные требования:

- проект строительства куста скважин должен предусматривать размещение технологического оборудования при различном сочетании схем выполняемых работ (совместного бурения, заканчивания, эксплуатации и др.), схему обвязок буровых насосов, объемы запасов бурового раствора для задавки скважины, мероприятия по противопожарному обеспечению, пути эвакуации людей, местоположение техники для ликвидации аварийных ситуаций;

- каждая скважина при освоении должна иметь средства соединения с действующей системой водоснабжения куста;

- при совместной работе на кусте буровых бригад, бригад вышкомонтажных и освоения скважин должна быть обеспечена устойчивая двухсторонняя связь (радио или телефонная) между бригадами и центральным диспетчерским пунктом.

3.1.9 В случае ремонтно-профилактических работ при освоении освещенность рабочих мест должна быть не менее:

    *- устье скважины    27 лк*
    *- лебедка           15 лк*
    *- вышка (мачта)      2 лк*
    *- приемный мост     13 лк*
    *- шкалы КИП         50 лк.*

3.1.10. Объекты освоения и исследования должны быть оборудованы противопожарными устройствами и обеспечены противопожарным инвентарем по нормам пожарной безопасности.

3.1.11. Все члены бригады, участвующие в работах по освоению и исследованию скважины, должны знать способы оказания первой (доврачебной) помощи в соответствии с действующей инструкцией.

3.2. Требования безопасности при прострелочных работах

3.2.1. На проведение прострелочных работ составляется план с указанием кратких данных по скважине, объемов подготовительных работ, техники и технологии процесса, необходимых материалов.

3.2.2. Перед прострелочными работами на скважинах, вышедших из бурения, должно быть проверено наличие актов опрессовок эксплуатационной колонны, элементов устьевого оборудования, манифольдов и фонтанной арматуры:

- эксплуатационная колонна — в соответствии с инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность;

- колонная головка — на рабочее давление;

- фонтанная арматура — в механических мастерских предприятия на пробное давление;

- фонтанная арматура после ее установки на устье скважины — на рабочее давление;

- манифольд в собранном виде на устье — на полуторакратное давление опрессовки эксплуатационной колонны.

3.2.3. Перед началом прострелочных работ и работ по приготовлению растворов, осуществлению технологического процесса руководителем работ проводится инструктаж членов бригады освоения по технологии, мерам безопасности и обязанностям каждого члена бригады.

3.2.4. До закачки рабочих жидкостей в скважину нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

3.2.5. Перед спуском в скважину сборки инструмента с НКТ необходимо убедиться в исправности бурового станка, насосов, превентора, задвижек фонтанной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры (индикатора веса, манометров, расходомеров). Составляется акт о проведении профилактики оборудования.

3.2.6. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки жидкостей в скважину. При необходимости ремонта следует прекратить закачку, снизить давление до атмосферного.

3.2.7. Готовность скважины к прострелочным работам оформляется актом, который подписывается мастером, геологом, энергетиком, представителем геофизической партии и передается начальнику геофизической партии.

3.2.8. Интервал перфорации определяют на основании промыслово-геофизических исследований, объем которых должен соответствовать типовому и обязательному комплексу.

3.2.9. Готовят перфоратор, выполняют работы по опрессовке и сборке отдельных элементов компоновки низа инструмента. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения забойного давления в зоне перфорации.

3.2.10. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается. Запрещается проведение прострелочных работ при переливе и поглощении заполняющей скважину жидкости (бурового раствора).

Перфорация производится в среде жидкости, не имеющей твердой фазы и совместимой с пластовыми флюидами.

3.2.11. При подъеме инструмента должен обеспечиваться непрерывный долив скважины жидкостью, которой заполнялась скважина.

3.2.12. Для различных пластов в таблице 1 приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУ-80Т для условия создания конечной плотности за один залп, то есть без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

3.2.17 Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, непригодные из-за:

Таблица 4

МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗАЗОРЫ МЕЖДУ СТРЕЛЯЮЩИМ ПЕРФОРАТОРОМ И СТЕНКОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО ДИАМЕТРУ

3.2.18. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитывают особенности перфораторов, состоящие в следующем:

- перфораторы ПНК и ПНКТ не могут применяться, если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал перфорации, когда в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта больших объемов твердой фазы, при гидростатическом давлении на уровне установки перфораторов менее 10 МПа при создании депрессии, при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S);

- наращивание плотности перфорации, интенсификации притока при использовании ПНК и ПНКТ требуют полного подъема НКТ;

- в скважинах с большим углом (> 30) и с локальными препятствиями в обсадных трубах ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;

- перфораторы ПР и КПРУ не могут быть применены при заполнении интервала перфорации глинистыми растворами, при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК), при углах наклона ствола более 40 и при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S), из-за возможности утечек в лубрикаторе.

3.2.19. Вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами ПР, КПРУ, ПНК, ПНКТ.

3.2.20. Корпусные перфораторы (ПК, ПКО) оказывают на колонну и цементное кольцо меньшее воздействие, чем бескорпусные, поэтому они используются в газовых скважинах, а также в скважинах с близкой подошвенной водой, газовой шапкой (до 10 м) и близко залегающими водоносными, газоносными горизонтами, т.е. в скважинах, где нужно обеспечить сохранность колонны и цементного камня выше и ниже интервала перфорации.

3.2.21. Продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных горизонтов и от ВНК, ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 10 отв./м с числом зарядов за один спуск не более 40. При отсутствии корпусных перфораторов в исключительных случаях с разрешения руководства допускается выполнение перфорации бескорпусными перфораторами типа ПКС с минимальной плотностью (не более 6 отв./м).

3.2.22. Гидроабразивная перфорация применяется при невозможности использования или неэффективности кумулятивной и других методов перфорации, а также при необходимости вскрытия продуктивных пластов небольшой толщины.

3.2.23. Для гидроабразивной перфорации в качестве рабочей жидкости используются буровые растворы, которыми вскрывается продуктивный пласт, содержащие в качестве абразива мелкодисперсный шлам выбуренных пород, либо вновь приготовленный буровой раствор (глинистый, полимерный и др.), совместимый с пластовым флюидом и содержащий в качестве абразива песок фракции 0,4 — 0,8 мм, 30 — 50 г/л раствора.

Указанные смеси для перфорации скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями использовать не рекомендуется.

3.2.24. Гидроабразивная перфорация наиболее эффективна при перепадах давления на насадках более 7 МПа (скорость струи 100 м/с).

3.2.25. После окончания перфорации составляют акт о перфорации и спускают колонну НКТ до забоя и промывают скважину до чистой воды обратной циркуляцией водным раствором ПАВ с массовой долей 0,1%, затем проводят подготовительные работы к освоению скважины.

3.3. Требования безопасности при освоении скважины

3.3.1. Подготовительные работы

3.3.1.1. Работы по освоению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением могут проводиться только после письменного разрешения военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов.

3.3.1.2. Перед сборкой устьевого оборудования все детали фонтанной арматуры должны быть обязательно осмотрены, а обнаруженные дефекты устранены. Обвязка фонтанной арматуры производится в соответствии с п. п. 3.6.4 - 3.6.5 настоящей Инструкции.

3.3.1.3. Фонтанная арматура должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных ТУ на поставку. После опрессовки фонтанной арматуры составляется акт.

3.3.1.4. Монтаж колонной головки должен производиться в полном соответствии с техническими условиями на поставку и инструкцией по монтажу и эксплуатации. После монтажа производится опрессовка на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

3.3.1.5. Для контроля за работой скважины при ее освоении должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами:

- на отводе крестовика — для проверки давления в затрубном пространстве скважины;

- на отводе тройника трубной головки — для замера давления между первым и вторым рядами труб;

- на буфере фонтанной елки — для замера давления на устье скважины;

- на струнах фонтанной елки — до и после каждого штуцера.

3.3.1.6. На всех газовых, газоконденсатных и высокодебитных нефтяных скважинах с аномально высоким пластовым давлением затрубное пространство должно быть загерметизировано установкой пакера, а скважина оборудована забойными и устьевыми отсекателями, обеспечивающими прекращение фонтанирования при возникновении аварийной ситуации.

3.3.1.7. При повышении давления в затрубном и межколонном пространстве выше допустимого необходимо производить стравливание с темпом 0,3 — 0,4 МПа в течение одной минуты.

3.3.1.8. В случае обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны следует немедленно приступить к работе по глушению скважины.

3.3.1.9. При длительных перерывах и остановках в процессе освоения противовыбросовая задвижка и задвижка на крестовине должны быть закрыты.

3.3.1.10. При освоении скважин промывкой жидкостью или путем нагнетания газа на нагнетательной линии (газопроводе) должны быть установлены задвижки, обратный клапан и манометр, а газопровод опрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.

3.3.1.11. При освоении скважины продувкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод должен подключаться после штуцера.

3.3.1.12. Линии подачи газа и выкидные линии должны проходить так, чтобы они не пересекали мостков, рабочих площадок и других переходов, а также исключалась опасность механического повреждения.

3.3.1.13. При необходимости замены промывочной жидкости, находящейся в скважине, жидкостью с повышенным удельным весом, закачка последней отдельными порциями с перерывами запрещается.

3.3.1.14. При исследовании и освоении скважины запрещается подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.

3.3.1.15. Освоение скважины должно проводиться при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

3.3.1.16. При наличии сероводорода в продукции скважин необходимо выполнять требования соответствующих правил и инструкций.

3.3.2. Вызов притока из пласта

Общие положения

3.3.2.1. Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации при депрессии вызов притока осуществлять сразу же после ее окончания.

3.3.2.2. Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 5. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт. Продукция пласта, получаемая при освоении и исследовании эксплуатационной скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.

Таблица 5

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ

Примечание. АГУ-8К — газификационная азотная установка;

ЦА — насосный агрегат;

КС — передвижная компрессорная станция;

АЦ — автоцистерна;

ДГ — установка для производства дымовых газов;

(+) — рекомендуемые процессы.

3.3.2.3. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться под руководством ответственного лица (руководителя работы).

3.3.2.4 На время вызова притока из пласта и глушения фонтанных необходимо обеспечить:

- постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и оперативной группы противофонтанной службы по графику, утвержденному руководством предприятия;

- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

3.3.2.5. Для пластов с плохими коллекторскими свойствами рекомендуется использовать депрессию в 2,5 — 3,5 раза выше, чем репрессию на пласт при вскрытии.

3.3.2.6. Нецелесообразно создавать депрессию при вызове притока, превышающую величину репрессии при первичном вскрытии продуктивного пласта более чем в 3,5 раза.

Вызов притока путем снижения давления в скважине за счет замены скважинной жидкости азотом

3.3.2.7. При освоении пластов, содержащих сероводород (H2S), малопроницаемый коллектор, низкие пластовые давления, а также в суровых климатических зонах (t +50 град. C, t -30 град. C) снижение уровня производится с использованием передвижных азотных газифицированных установок типа АГУ-8К, обеспечивающих большую безопасность, следующими способами:

- метод вытеснения — закачка азота в затрубное пространство с последующим стравливанием его;

- темп снижения давления при выпуске азота из затрубного пространства должен быть не более 0,2 МПа/мин. Для обеспечения такого темпа снижения на устье скважины устанавливается штуцер диаметром: для скважин, обсаженных 168 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, — 7 мм; для скважин, обсаженных 140 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, — 6 мм;

- продувка — закачка азота в затрубное пространство до выхода его через НКТ; при этом НКТ оборудованы пусковыми муфтами или газлифтными клапанами.

Использование воздуха для таких целей запрещается.

3.3.2.8. Предельное снижение уровня при вызове притока путем вынесения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:

- 270 м, если скважина была заполнена водой;

- 330 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/куб. м).

3.3.2.9. При разобщении непроницаемых пропластков осваиваемого объекта и находящегося сверху или снизу от него водоносного (или обводнившегося) пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца на участке непроницаемых пород не должен превышать 2 МПа.

3.3.2.10. Пуск механизмов следует производить по сигналу руководителя работ после удаления людей от оборудования, находящегося под давлением.

3.3.2.11 Во время работы газификационной установки АГУ-8К должен осуществляться постоянный контроль:

- за давлением в резервуаре, которое не должно превышать 0,24 МПа. При превышении указанного давления следует открыть на резервуаре вентиль газосброса;

- за давлением нагнетания азотно — жидкостной смеси, которое не должно превышать 22 МПа;

- за температурой выдаваемого газа (10 — 30 град. C);

- за уровнем жидкости в резервуаре — не менее 0,3 ед. по указателю уровня;

- за общей продолжительностью операции и моментом начала первого поступления рабочего агента через башмак НКТ;

- за использованным и оставшимся количеством азота.

3.3.2.12. Регулирование соотношения подаваемых в скважину количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Регулирование противодавления в трубном пространстве скважины осуществляется с помощью задвижки, оборудованной штуцером.

3.3.2.13. При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространства скважины и следить за подъемом давления на устье.

3.3.2.14. Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 — 3 минуты, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

3.3.2.15. Запрещаются работы на газификационной и других установках во время грозы, при скорости ветра 11 м/сек. и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью на расстоянии менее 50 м.

3.3.2.16. Перед заполнением резервуара газифицированной установки жидким азотом ответственным лицом должен проводиться тщательный осмотр наружной поверхности и арматуры резервуара, а также наличие остаточного давления.

3.3.2.17 Запрещается заполнять резервуар азотом, если:

- истек срок назначенного освидетельствования;

- повреждены корпус или днище (трещины, заметное изменение формы и др.);

- отсутствуют установленные клейма и надписи;

- отсутствует или неисправлена арматура;

- нет надлежащей окраски;

- неисправлен автомобиль газификационной установки.

3.3.2.18. Внутренний сосуд резервуара газификационной установки для жидкого азота должен эксплуатироваться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

3.3.2.19. При заключительных работах в случае освоения скважины с использованием азота перед отсоединением трубопроводов от фонтанной арматуры необходимо:

- остановить работающие агрегаты;

- закрыть задвижку на устье скважины в месте присоединения нагнетательного трубопровода;

- закрыть все вентили на резервуаре, если он опорожнен.

При наличии жидкости в резервуаре оставить открытым вентиль газосбора резервуара;

- постепенно снизить давление в трубопроводах до атмосферного;

- привести газификационную установку в транспортное положение.

Вызов притока путем снижения давления в скважине за счет замены скваженной жидкости газом

3.3.2.20. Не используя других приемов в работе, можно создать депрессию на пласт в 146-мм колонне 6 МПа и в 168-мм колонне 6,7 — 7 МПа, если закачивать газ в затрубное пространство, и соответственно 2 и 1,4 МПа при закачке газа в НКТ.

3.3.2.21 Для прорыва газа через башмак НКТ необходимо выполнить условие:

- в заполненной жидкостью скважине:

5

                   *P     = гамма  x H/10 , МПа;*
                    *пуск        ж*

    *- для  закачки  газа  в  затрубное  пространство  (статический*

уровень ниже устья):

2

h гамма D

ж

                   P     = -------- x --, МПа;
                    пуск        5      2
                              10      d

- <a id="p101171"></a>для закачки газа в НКТ (статический уровень на расстоянии от

устья):

2

h гамма D

ж

                 P     = -------- x -------, МПа.
                  пуск       5       2    2

3.3.2.22 Максимальная глубина спуска башмака НКТ под уровень

                         5             2    2

                       10  x P     x (D  - d )

В приведенных здесь и далее формулах использованы следующие

обозначения:

P — пусковое давление, МПа;

пуск

h — глубина спуска башмака труб под уровень, м;

D и d — внутренние диаметры эксплуатационной колонны и НКТ, м;

гамма , гамма — плотность газа и жидкости в скважине, кг/куб.

    V , V  - объем затрубного пространства и НКТ, куб. м;

     з   т

    H   - статический уровень в скважине, м;

3.3.2.23. При отсутствии притока из пласта глубина снижения уровня воды компрессором методом переключения потока будет (табл. 6):

3.3.2.24. Для замены жидкости в скважине перед вызовом притока газом рекомендуется применять нефть, жидкости глушения на нефтяной основе, водные растворы ПАВ, пену и воду.

Применение светлых нефтепродуктов для этой цели не допускается.

3.3.2.25. Перед вызовом притока в предполагаемом направлении выпуска газа необходимо очистить территорию скважины в радиусе 25 м от горючих предметов и разлитой нефти.

3.3.2.26. Установку емкости для приема выходящей из скважины жидкости, а также расстановку техники на территории скважины следует производить с учетом направления ветра, при этом должны быть выдержаны следующие расстояния:

• от устья до компрессора и исследовательской машины — не менее 25 м;
• от емкости для приема жидкости до компрессора и исследовательской машины и другой техники — не менее 10 м.

3.3.2.27. Выкидная линия для отвода жидкости должна быть надежно закреплена. Крепление следует производить при помощи якорей, которые устанавливаются в местах поворота линии и у приемной емкости. Якорь должен быть рассчитан на действие реактивного усилия не менее 1 тс.

3.3.2.28. Выкидная линия выполняется из труб диаметром не менее 50 мм и оборудуется пробоотборным краном, который должен быть расположен возле емкости в доступном месте.

3.3.2.29. В процессе перевода струи жидкости с одной струны в другую закрытие задвижки на одной из струн и открытие задвижки на другой струне должно производиться одновременно и равномерно без резкого изменения давления.

3.3.2.30. При закачке газа обслуживающему персоналу запрещается находиться у устья скважины в радиусе менее 25 м.

3.3.2.31 В период от начала закачки газа до конца выпуска его из скважины запрещается:

• открывать краны или вентили на фонтанной арматуре, манифольде и нефтегазосборном коллекторе;
• закрывать задвижку на фонтанной арматуре и выкидной линии.

3.3.2.32. Пробы нефти следует отбирать с помощью глубинного пробоотборника или через пробоотборный кран.

3.3.2.33. Выпуск газа необходимо производить не позднее чем через 15 минут после прекращения закачки, при этом необходимо вести контроль за снижением давления по манометру.

3.3.2.34. Зажигание газа на факеле допускается только после полного выпуска газовоздушной смеси.

3.3.2.35. Предохранительные и обратные клапаны, участок газопровода, смонтированный непосредственно на компрессорной установке, должны регулярно не реже одного раза в три месяца очищаться от нагаромасляных отложений. Остальную часть газопроводов и холодильники компрессора следует очищать не реже одного раза в год способом, не вызывающим коррозию оборудования (например, промывкой 3% водным раствором сульфанола).

3.3.2.36. Заправку лубрикатора следует производить маслом из отдельной емкости, для чего иметь на компрессорной установке суточный запас чистого масла.

Запрещается производить заправку лубрикатора маслом из картера.

Вызов притока с помощью аэрирования жидкости газом

3.3.2.37. Процесс аэрирования жидкости газом осуществляется с применением компрессора, насосного агрегата, аэратора, с использованием следующих операций:

- промывки скважины;

- промывки скважины аэрированной жидкостью при совместной работе компрессорной установки и насосного агрегата;

- продувку скважины газом.

3.3.2.38. Максимальное давление промывки аэрированной газом жидкости не должно превышать максимального рабочего давления компрессорной установки.

3.3.2.39. Продувка газом скважин глубиной свыше 2000 м проводится в исключительных случаях при учете расчетных и фактических характеристик эксплуатационных колонн.

Вызов притока снижением уровня компрессором с помощью пусковых отверстий

3.3.2.40. При проведении процесса применяется оборудование в соответствии с п. 3.3.2.38, за исключением насосного агрегата, в котором нет необходимости.

Аэрирование осуществляется через пусковые отверстия (клапаны) в НКТ диаметром 1 — 3 мм путем объединения вытесняющей способности нагнетаемого газа и снижения плотности смеси жидкости и газа.

3.3.2.41. Пусковое давление (P ) не должно превышать

пуск

рассчитанного по формуле:

гамма

                                       *г  2*
                     *P     = P  + ------ P .*
                      *пуск    к   гамма   к*

ж

3.3.2.42 Для нормального хода процесса снижения уровня

*компрессором с помощью пусковых отверстий необходимо,  чтобы объем*
*жидкости,  вытесненной из затрубного пространства,  при заполнении*

им НКТ не нарушил условия:

5

                     *H гамма      10  P       V  h*
                            *ж          пуск    з  з*
             *P     > -------- или --------- > -----.*
              *пуск       5          гамма       V*
                       *10                ж       т*

3.3.2.43 Отношение абсолютного давления сухого газа на выходе

из отверстия (P ) и входе в него (P ) должно быть:

                       P    / P   ~= 0,546.
                        вых    вх

3.3.2.44 Глубина (L), с которой пластовая жидкость начинает

поступать в скважину, определяется, если имеет место неравенство:

5

10 P

пуск

                       L > H   + ---------.
                            ст     гамма

ж

Вызов притока с использованием пены

3.3.2.45. В целях сокращения продолжительности работ по вызову притока пеной рекомендуется спустить в скважину лифт без пусковых отверстий.

3.3.2.46. Температура воды, используемой для приготовления ПАВ, а также закачиваемого в скважину раствора должна быть не более 60 — 50 град. C.

3.3.2.47. Насос и компрессор с устьем скважины обвязываются через эжектор или аэратор. При использовании эжектора растворопровод присоединяется к его фильтру, газопровод — к боковому отводу с обратным клапаном, пенопровод — к диффузору.

При использовании аэратора растворопровод присоединяется к боковому отводу с обратным клапаном, а газопровод — к входу перфорированной внутренней трубки.

3.3.2.48. Для освоения может быть применен как высоконапорный, так и низконапорный эжекторы.

3.3.2.49. Эжекторы и аэраторы, применяемые для закачки пены, должны подвергаться ежегодному осмотру в ремонтно-механических мастерских. Изношенные детали необходимо заменить, после чего эжекторы и аэраторы испытываются на пробное давление с составлением акта и указанием его номера и даты последнего испытания на металлической бирке.

3.3.2.50. После эжектора пенопровод должен иметь прямолинейный участок длиной не менее 8 м.

3.3.2.51. Для контроля за давлением в пенопроводе на расстоянии не менее 0,5 м от эжектора или на устье скважины должен быть установлен манометр.

3.3.2.52. Насосный агрегат устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и не менее 10 м от компрессора.

Расстояние между автоцистернами и насосным агрегатом должно быть не менее 3 м.

3.3.2.53. После обвязки нагнетательные линии должны быть испытаны на герметичность. Испытание проводится в следующей последовательности: сначала испытываются одновременно пенопровод и растворопровод, затем газопровод. При применении эжектора растворопровод испытывается дополнительно после газопровода.

3.3.2.54. Обнаруженные негерметичности устраняются только после снятия давления с линии.

3.3.2.55. Проверка исправности обратного клапана на эжекторе (аэраторе) производится при отсоединенном газопроводе.

3.3.2.56. Если предусматривается закачка пены в трубное пространство и спуск приборов, то лубрикатор испытывается на герметичность в сборе с прибором одновременно с испытанием пенопровода, при открытой буферной и закрытой центральной задвижках.

3.3.2.57 Прибор должен быть спущен в скважину до начала закачки пены.

3.3.2.58. В случае закачки пены в межтрубное пространство прибор устанавливается ниже башмака на 10 — 15 м, а в случае закачки в трубное пространство — выше башмака на 3 — 5 м.

3.3.2.59. Закачку пены в скважину необходимо начинать включением в работу сначала насоса, а затем компрессора.

3.3.2.60. В процессе закачки пены производительность компрессора должна быть по возможности постоянной и равной номинальной.

3.3.2.61. Во время закачки пены необходимо следить за давлением в газопроводе.

Снижение давления (при увеличении его выше допустимых величин) проводится увеличением производительности насоса, а при достижении максимальной его производительности — уменьшением производительности компрессора.

3.3.2.62. Для достижения минимального давления на забое разрешается переходить от закачки пены к закачке газа, если ожидаемая при этом нагрузка на обсадную колонну не превышает допустимую величину.

3.3.2.63. Если предусматривается переход от закачки пены к закачке газа, то закачку газа следует начинать после достижения установившегося режима циркуляции пены с постоянным минимальным давлением на устье. Закачка газа производится в то же пространство (трубное или межтрубное), в которое закачивалась пена.

3.3.2.64. Для упрощения перехода от закачки пены к закачке газа рекомендуется устанавливать на растворопроводе перед эжектором (аэратором) кран высокого давления, а пенопровод собирать из нагнетательных труб компрессора. В этом случае переход к закачке газа осуществляется в следующей последовательности: остановить компрессор, затем насос, снять давление с нагнетательных линий, закрыть кран около эжектора, при необходимости разобрать растворопровод и начать закачку газа.

3.3.2.65. Продолжительность остановки во время закачки пены или перехода с пены на газ не должна превышать 30 минут для пен без добавки стабилизатора. По истечении указанного времени следует возобновить закачку пены или скважину открыть для снижения давления в ней до атмосферного.

3.3.2.66. Продолжительность остановки может быть увеличена при применении опробованных пен со стабилизирующими добавками.

3.3.2.67. По окончании процесса закачки пены следует остановить компрессор, отсоединить пенопровод и произвести выпуск пены из скважины без штуцирования при полном открытии задвижек.

3.3.2.68. Выпуск пены разрешается производить одновременно из трубного и межтрубного пространства.

3.4. Требования безопасности при очистке призабойной зоны пласта

3.4.1. Работы по очистке призабойной зоны пласта (ПЗП) осуществляются с целью повышения коэффициента гидропроводности ОП. Способ очистки зависит от коллекторских свойств объекта освоения, пластовых давлений, температуры и физико-механических свойств пластовых флюидов.

3.4.2. Выбор минимального набора методов очистки ПЗП, последовательность и технология их осуществления для конкретного региона производится в рабочем проекте на строительство скважины совместно с геологической и технологической службами подрядчика на основании опыта работ по освоению ранее пробуренных скважин либо по результатам проведенного опорно-технологического испытания пластов и освоения скважин.

3.4.3. Рекомендуемые методы воздействия на ПЗП для различных категорий пород приведены в табл. 7.

3.4.9 Перед началом кислотной обработки персонал, задействованный на работах, должен быть проинструктирован:

3.4.20 На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

3.4.27 В случае приготовления газированных кислотных растворов и кислотных пен выполняют следующие операции:

3.4.28 Термокислотное воздействие на пласт проводится в 2 этапа.

Первый этап — гидравлический разрыв пласта — проводится по схеме, описанной в пункте 3.4.29, при равномерной дозировке в песок 200 — 250 кг гранулированного магния а после ввода в трещины песка и магния проводится второй этап — закачка растворителя и соляной кислоты. Объем растворителя принимают 20 — 25 куб. м, а количество кислоты определяют по остаточной концентрации соляной кислоты после реакции ее с магнием, которую принимают равной 10 — 12%. При исходной концентрации соляной кислоты, равной 15% на 1 кг магния закачивается 70 — 100 литров 15% раствора, а на заданные условия процесса — 17,5 и 25 куб. м соответственно для 200 и 250 кг магния.

3.4.29 Гидравлический разрыв пласта на скважинах проводится по следующей технологической схеме:

• посредством закачки жидкости разрыва осуществляется раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при осуществлении процесса (падение давления при постоянном темпе закачки — образование искусственных трещин и рост расхода жидкости не пропорционально росту давления раскрытия — раскрытие естественных трещин).

3.4.30. Закачкой 20 — 50 куб. м жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 куб. м/мин. проводится процесс развития образованных или раскрытых трещин. В качестве жидкостей разрыва для водонагнетательных скважин используют закачиваемую воду, раствор сульфит-спиртовой барды (ССБ) или воду с ПАВ и загущенную полимерами, а для нефтедобывающих — нефть, эмульсию или специальные жидкости для гидроразрыва пласта.

3.4.31. Закачкой песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивают трещины гидроразрыва, обеспечивая сохранение их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия давления.

Отработку технологии закрепления трещин песком предпочтительно начинать, ориентируясь на темпы закачки песчано-жидкостной смеси более 2 куб. м/мин., суммарный объем песка не менее 5 куб. м и концентрацию песка в жидкости 200 — 250 кг/куб. м, а в качестве жидкости — песконосителя использовать нефтекислотную эмульсию.

Кислотные составы и нефтекислотные эмульсии в трещины гидроразрыва для их расклинивания закачивают в объемах не менее 50 куб. м при темпах закачки не менее 2 куб. м/мин.

3.4.32. Термогазохимическое воздействие осуществляется специальной службой геофизики с использованием снарядов АДС-5 и АДС-6, масса заряда в которых зависит от толщины интервала обработки, но не превышает 300 кг. Порядок проведения термогазохимических обработок регламентирован.

3.4.33. Охват пластов воздействием по их толщине повышают посредством проведения обработок по схемам поинтервального и многократного воздействия, заключающихся в последовательных обработках участков продуктивной толщи или заранее выбранного интервала методами кислотного воздействия, обработок растворителями, гидроразрыва или технологическим комплексом и отличающихся способами и приемами отсечения интервалов обработки от необрабатываемой продуктивной толщи (пакерами, пробками, отсекателями и закупоривающими шариками либо за счет перекрытия нежелаемых интервалов временно блокирующими материалами).

3.4.34. Отсечение интервалов поинтервальной обработки внутри ствола скважины производится, как правило, в период подготовительных работ посредством спуска в скважину специальных устройств или насыпными пробками, а при использовании временно закупоривающих шариков их закачивают вместе с рабочим реагентом при многократных обработках или погружают в специальные устройства и спускают в интервал обработки при поинтервальном воздействии.

3.4.35. Временно блокирующие материалы — вязкоупругие и упругопластичные разделители, сухая гранулированная ССБ, поваренная соль, нафталин или другой реагент транспортируются к зоне перекрытия потоком рабочих или вспомогательных жидкостей.

При этом при первичных обработках целесообразно использовать 0,3 — 0,5 т временно блокирующего материала, дозируя 100 — 200 кг его в 1 куб. м рабочей жидкости, и применять для транспорта этих материалов жидкости, не растворяющие их. Признаком перекрытия интервала блокирующим материалом является рост давления закачки при постоянном темпе нагнетания смеси.

3.4.36. При приготовлении растворов и смесей загрузка жидких и особо вредных химических реагентов должна быть автоматизирована, включая использование специальных дозирующих устройств.

3.4.37. Химические вещества должны поступать в исправной таре или упаковке с полным комплектом сопроводительной документации, оформленной в установленном порядке.

3.4.38. Места хранения химических веществ должны быть оборудованы стеллажами или герметичной тарой, а также снабжены инвентарем, приспособлениями и средствами индивидуальной защиты, необходимыми при работе с химическими веществами и оказании первой помощи при ожогах и отравлении.

3.4.39. Особо опасные и вредные химические реагенты и вещества должны храниться в запирающихся сухих складских помещениях в соответствии с паспортом или инструкцией по их применению. На емкостях несмываемой краской должно быть нанесено название реагента и надпись «ЯД».

3.4.40. Иметь на рабочей площадке необходимый объем содового раствора, защитные дерматологические средства и аптечки для оказания первой доврачебной помощи при работе с кислотами.

3.4.41. С целью недопущения загрязнения водоемов и источников питьевой воды кислотными растворами и пенообразующей жидкостью жидкость и пену, выходящие из скважины, необходимо подавать в нефтесборный коллектор или накопительную (приемную) емкость для последующего сброса в систему сбора и закачивания в пласты промысловых сточных вод.

3.4.42. При освоении скважины следует учитывать возможную необходимость ее глушения в случае развившегося фонтанирования и отсутствия возможности подачи нефти и газа в коллектор.

Для глушения скважины могут быть использованы цементировочные и другие насосные агрегаты, применяемые при освоении.

3.4.43. При отрицательной температуре окружающего воздуха следует применять подогретые жидкости и принять меры по исключению замерзания газопроводов, аэратора, эжектора и обратных клапанов. Подогрев осуществлять паром.

3.5. Требования безопасности при глушении скважины

3.5.1. Технологическое глушение скважин производится для ее консервации или ремонта, а также для проведения комплекса технологических операций (при спуске и подъеме оборудования, воздействии на пласт, перфорации и т.п.).

3.5.2 Глушение скважины производится обратной промывкой.

3.5.3. Давление на устье скважины не должно превышать 90% от давления опрессовки колонны.

3.5.4. Плотность раствора глушения выбирается из требований создания безопасных условий проводки скважины согласно п. 2.10.3 «Правил безопасности...».

3.5.5. Заполнение НКТ раствором глушения следует проводить с убывающим расходом насосных агрегатов, стремясь к максимальному соответствию требованиям п. 3.5.4 настоящей Инструкции.

3.5.6. Для обеспечения требуемой величины забойного давления устье НКТ при необходимости оборудуется регулируемым штуцером.

3.5.7. Объем раствора глушения должен составлять не менее двух объемов скважины.

3.5.8 При возникновении открытых нефтяных и газовых фонтанов на буровой необходимо:

• прекратить все работы в загазованной зоне и вывести из нее людей;
• остановить двигатели внутреннего сгорания;
• отключить силовые и осветительные линии электропередач, которые могут оказаться на загазованных участках;
• потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины.

На границе территории должны быть установлены запрещающие знаки, а при необходимости и посты охраны:

• ввести для увлажнения фонтанирующей струи и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные производственные агрегаты, установленные за пределами загазованной зоны, и средства пожаротушения в целях предупреждения загорания фонтана;
• сообщить о случившемся руководству предприятия и вызвать на буровую военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и медицинскую службу;
• соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопроводы для перекачки нефти в закрытую емкость.

3.5.9. Работы по ликвидации нефтегазопроявлений при освоении должны вестись в соответствии с разработанным планом под руководством специалистов противофонтанной службы.

3.6. Требования безопасности при утилизации нефти и газа в случае освоения поисково-разведочной скважины

3.6.1. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Освоение поисковых и разведочных скважин в этих условиях допускается кратковременно при сжигании продукции в виде газа (или попутного газа) на факельной установке.

При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация отходов в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

3.6.2. С целью освоения скважины устанавливается сепаратор и емкости для сбора флюида или он направляется в нефтесборную сеть. Применение гибких рукавов в обвязке устья сепаратора и емкостей запрещается.

3.6.3. Система сбора, сепарации, замеров дебита и транспорта нефти и газа должна подготавливаться с учетом соблюдения герметизации всего технологического процесса.

3.6.4. Фонтанная арматура должна быть соединена с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные направления. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.

Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое максимальное давление.

Отводы должны быть закреплены к бетонным или металлическим забетонированным стойкам, при этом повороты и провисания исключаются. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.

3.6.5. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.

Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами.

3.6.6. Сепараторы установок для исследования скважины до пуска в работу периодически в процессе эксплуатации и после ремонта должны подвергаться техническому освидетельствованию в соответствии с Правилами устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

3.6.7. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов.

3.6.8. Все действия с задвижками, а также включение установок в работу производятся только с ведома лица, ответственного за освоение скважины.

4. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЕ

4.1. Общие требования

4.1.1. Настоящая Инструкция отражает требования, предъявляемые к строительству скважин в зонах наличия многолетнемерзлых пород (ММП), а также рассматривает вопросы, связанные с сохранением скважин при их консервации в этих условиях. Инструкция является дополнением к «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

4.1.2. С целью учета геокриологических и геолого-технических особенностей при разработке нефтяных месторождений, расположенных в зонах ММП, могут быть разработаны дополнительные требования с учетом решения конкретных вопросов для данного района, не предусмотренных данной Инструкцией. Эти требования должны быть утверждены в установленном порядке по согласованию с местным органом Госгортехнадзора России.

4.1.3. В рабочем проекте на строительство скважин в условиях ММН должны быть предусмотрены технические и технологические решения, направленные на сохранение скважины на весь период ее эксплуатации. Изменения проектных решений подлежат согласованию с разработчиком проекта и управлением округа.

4.1.4. В случае потери устойчивости крепи скважины в зоне ММП, могущей привести к ликвидации скважины, необходимо приостановить работы на скважине и принять меры по выявлению причин и устранению осложнения. Возникшее осложнение должно быть расследовано с составлением акта.

4.2. Выбор площадок под строительство скважин

4.2.1. Выбору места заложения одиночных и кустовых скважин должны предшествовать проектно-изыскательские работы с целью определения геокриологических характеристик и устойчивости многолетнемерзлых пород.

4.2.2. Технология строительства скважин в зонах распространения ММП должна выполняться с учетом мерзлотных климатических условий данной территории на основании детальных мерзлотных карт, отражающих температуру, мощность, льдистость, устойчивость всего разреза ММП.

4.2.3. Для изучения геокриологических условий верхней, высокольдистой и неустойчивой при растеплении части интервала ММП на площадке, намеченной для бурения скважин, должна быть пробурена специальная наблюдательная скважина глубиной 30 — 60 м.

4.2.4. Размещение скважин должно осуществляться на устойчивых участках.

4.2.5. На просадочных мерзлых породах должно предотвращаться растепление и усадка грунта под основаниями буровых установок путем сооружения фундаментов в виде песчано-гравийной отсыпки высотой 1,0 — 2,0 м и более и (или) устройства свайных фундаментов под тяжелое оборудование.

4.2.6. Планировка и отсыпка площадки под буровую установку должна производиться только в зимнее время при глубине замерзания грунта 0,3 — 0,4 м.

4.2.7. Площадка под буровые не должна мешать естественному водостоку. Вокруг площадок должен делаться дренаж. Не допускается сток промышленных вод под площадку.

4.2.8. Подъездные пути к площадке должны обеспечивать возможность работы транспорта в течение круглого года.

4.2.9. Для обеспечения нормальной работы бурового оборудования должен осуществляться постоянный контроль за возможной просадкой фундаментов. В случае просадки фундаментов бурение скважин должно быть прекращено до выяснения причин и устранения возникшей от просадки опасности.

4.2.10. При невозможности строительства кустовых площадок на проектных точках разрешается смещение куста скважин на устойчивый участок местности с учетом максимально технически допустимого отклонения устья скважины от забоя.

4.2.11. С целью максимального использования площадки для бурения скважин рекомендуется применять буровые установки специальной компоновки, согласованной с Госгортехнадзором России.

4.3. Выбор конструкции скважин

4.3.1. Конструкция скважин должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих средств и технологических решений.

4.3.2. Выбор конструкции скважин в зонах залегания ММП должен определяться назначением скважины, геокриологическими условиями, суточным дебитом, температурой, давлением и физико-механическими свойствами извлекаемой нефти и газа.

4.3.3. В ММП с льдистостью, равной или более 0,3 м, и мощностью от 10 до 20 м строительство скважин ведется по конструкциям, предусматривающим охлаждение заколонного пространства.

4.3.4. Для обеспечения устойчивости приустьевой зоны скважин должно осуществляться охлаждение заколонного пространства путем оборудования устья скважины термоизолированным шахтовым направлением.

4.3.5. Шахтовое направление в комплекте с охлаждающей системой может работать в режимах насосного и термосифонного охлаждения. В качестве хладоносителя при принудительной циркуляции применяется 40% водный раствор этиленгликоля или хлористого кальция.

При термосифонной циркуляции в качестве хладагента необходимо применять аммиак.

4.3.6. Для перекрытия песчаных пород, склонных к кавернообразованию, верхняя часть ММП должна изолироваться обсадной колонной (направлением). Башмак направления устанавливается в глинистых отложениях с заглублением в них не менее чем на 5 м.

4.3.7. Глубина спуска направления при наличии реликтовой мерзлоты определяется в соответствии с технологическими регламентами на крепление скважин в данном районе.

4.3.8. Глубина спуска кондуктора должна определяться из расчета перекрытия толщи неустойчивых при протаивании пород криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород не менее чем на 50 м в устойчивых отложениях.

4.3.9. Для предотвращения смятия колонн в скважине в интервалах, где температура ММП -3 град. C и ниже, должны использоваться высокопрочные обсадные трубы. Кровля и подошва ММП должны перекрываться не менее чем на 20 м.

4.3.10. Цементирование промежуточных и эксплуатационных колонн скважин с активным охлаждением заколонного пространства должно производиться тампонажными растворами с низкой теплопроводностью.

4.3.11. В интервале ММП кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны должны оборудоваться пружинными центраторами.

4.4. Технология бурения скважин

4.4.1. При бурении наклонно направленных скважин набор зенитного угла наклонного ствола следует производить в интервале залегания устойчивых к разрушению пород. Ствол скважины в интервале залегания ММП преимущественно должен быть вертикальным.

4.4.2. Бурение под направление до глубины 20 — 30 м необходимо вести шнеком без промывки для предупреждения растепления ММП. При обнаружении размыва ММП за направлением буровые работы должны быть прекращены и приняты меры для его ликвидации.

4.4.3. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимеры — глинистые и биополимерные растворы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долото диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

4.4.4. Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости для бурения скважин в зоне распространения ММП.

4.4.5. В процессе бурения скважины в интервале ММП должен быть обеспечен контроль и регулирование температуры промывочной жидкости на входе и выходе из скважины и контроль температуры ММП в скважине. Температура промывочной жидкости должна соответствовать оптимальным значениям. Для ее регулирования целесообразно сокращение объема циркулирующего раствора.

4.4.6. Для предотвращения растепления, размыва приустьевой зоны скважины стекающим или выходящим из скважины буровым раствором устье должно быть оборудовано устройствами для сбора и отвода бурового раствора.

4.4.7. Очистку бурового раствора от шлама производить путем использования 3-ступенчатой системы очистки (вибросито — гидроциклонный пескоотделитель — илоотделитель).

4.4.8. Поддержание заданных параметров бурового раствора осуществляется регулированием количества глинистой фазы в растворе и постоянной его химической обработкой для предупреждения кавернообразования.

4.4.9. Способы и режимы бурения ММП должны обеспечивать устойчивость ствола скважины.

4.4.10. В качестве породоразрушающего инструмента рекомендуется применять гидромониторные долота с фрезерным зубом типа М-ГВ.

4.4.11. Компоновка низа бурильной колонны, расширение ствола скважины, режим бурения, режим работы буровых насосов при разбуривании ММП выбираются исходя из обеспечения устойчивости ствола скважины.

4.4.12. После проходки скважины через ММП необходимо следить за состоянием ствола скважины с помощью кавернометрии.

4.5. Крепление скважин

4.5.1. Выбор тампонажных материалов должен производиться в зависимости от геокриологических характеристик разреза, величины градиента давления гидроразрыва пласта, назначения и глубины спуска обсадной колонны.

4.5.2. Цементирование колонн в интервалах ММП должно производиться тампонажным раствором соответствующей плотности на основе портландцемента для холодных скважин.

4.5.3. Для обеспечения нормального схватывания и предотвращения замерзания цементного раствора в жидкость затворения добавляется раствор хлористого кальция.

4.5.4. Для предотвращения образования зазора между колонной и цементным камнем температура колонны должна быть минимально возможной.

4.5.5. В устойчивом интервале ММП кондуктор должен цементироваться тампонажным раствором нормальной или повышенной плотности 1,8 — 1,9 т/куб. см, а верхняя его часть облегченным тампонажным раствором с добавками перлита, вермикулита.

4.5.6. Тип и рецептура раствора для цементирования промежуточных и эксплуатационных колонн должны выбираться в соответствии с регламентами на крепление скважин для данных конкретных условий.

4.5.7. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8 — 10 град. C для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

4.5.8. Для снижения радиуса растепления ММП и формирования прочного сцепления цементного камня с колонной и породой при малом перепаде температуры в межколонном пространстве необходимо использование пластифицированных тампонажных растворов с комплексной добавкой хлорида кальция.

4.5.9. Для предупреждения возникновения избыточного давления в процессе обратного промерзания оттаявших пород при цементировании колонн в интервале ММП в качестве буферной жидкости необходимо использовать незамерзающие жидкости.

4.5.10. Качественно зацементированными колоннами считаются колонны, за которыми цемент поднят до устья скважины, и выполняются требования по качеству цементирования в соответствии с регламентами строительства скважин в условиях ММП.

4.5.11. Оценка качества цементирования колонн в интервале ММП должна производиться комплексным акустическим и термометрическим методами.

4.6. Предупреждение смятия колонн в интервалах многолетнемерзлых пород при длительных простоях и консервации скважин

4.6.1. Набор мероприятий по предупреждению смятия колонн в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном пространстве замерзающей жидкости.

4.6.2 Для снижения вероятности смятия обсадных колонн при креплении скважин должны выполняться следующие требования:

• колонны в интервале ММП должны оборудоваться центрирующими устройствами, обеспечивающими концентричное расположение колонн во всем интервале ММП;
• тампонажные растворы должны быть седиментационно устойчивы и не расслаиваться с образованием водяных поясов;
• колебание плотности закаченных цементных растворов не должно превышать +0,3 г/куб. см, а облегченных +0,5 г/куб. см;
• при цементировании колонн в интервале ММП прямым способом должен быть обеспечен выход тампонажного раствора на устье скважины;
• использование двухстенных направлений в интервале ММП, теплоизолируемых полиуретаном для предотвращения растепления пород в процессе бурения под кондуктор.

4.6.3. Прочность крепи на смятие на всем интервале ММП должна выдерживать максимальные давления, которые могут возникнуть при полном восстановлении температур мерзлых пород в данной скважине.

4.6.4. Перечень мероприятий по предупреждению смятия колонн должен разрабатываться предприятием — исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием, противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.

4.6.5. В процессе простоя скважин должен осуществляться периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами, при наличии в крепи замерзающих жидкостей.

В случае падения температуры крепи до опасных значений необходимо обеспечивать периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение управляемого замораживания без перфорации.

4.6.6. В деле скважины должны быть полностью оформленные документы по каждой колонне, перекрывающей ММП: тампонажная карточка, диаграммы всех основных параметров процесса цементирования, акт об установке на колонне цементирующих устройств с указанием места их расположения, акт об определении водоотделения и сроков схватывания пробы тампонажного раствора, обработанной на устье скважины в момент завершения процесса цементирования, диаграмма геостатической температуры ММП на данной площади, сведения о прочности крепи на смятие в интервале ММП.

5. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН КУСТАМИ

5.1. Общие положения

5.1.1. В настоящей Инструкции регламентированы специфические требования безопасности работ, обусловленные технологическими особенностями кустового строительства нефтяных скважин в условиях одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации.

По вопросам, не затронутым в Инструкции, необходимо руководствоваться действующими в нефтяной промышленности нормативными документами.

Неотъемлемой частью Инструкции должны быть типовые проекты на строительство скважин в кусте и организация работ, согласованные с Госгортехнадзором России.

5.1.2. Действие настоящей Инструкции распространяется на нефтяные месторождения Западной Сибири, разбуриваемые кустовым способом, за исключением высокопродуктивных месторождений с аномально высоким давлением.

5.1.3. Кустом следует считать группу скважин, устья которых расположены на специальной площадке и удалены от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м.

Количество скважин в кусте задается проектом разработки месторождения и должно определяться исходя из технических и технологических условий и возможностей.

5.1.4. Суммарный свободный дебит одного куста скважин принимается не выше 4000 т/сутки (по нефти), а газовый фактор — не более 200 куб. м / куб. м.

Скважины куста с фонтанной добычей должны быть оборудованы устьевыми клапанами — отсекателями.

5.1.5. Скважины куста располагаются на площадке по одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускается размещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м.

5.1.6. Размеры кустовых площадок, а также размещение на площадках устьев скважин и оборудования определяются проектами, разработанными территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами и другими компетентными организациями и прошедшими экспертизу в Минприроде России.

Проектами должно предусматриваться размещение технологического оборудования на площадках при различных способах эксплуатации скважин в кусте и специальной техники для ликвидации возможных аварийных ситуаций, а также мероприятия по противопожарному обеспечению, эвакуации людей и защите окружающей среды.

5.1.7. В процессе строительства куста допускается последовательное освоение и ввод в эксплуатацию пробуренных скважин, удаленных от устья скважины, находящейся в бурении, на расстоянии не менее 50 м (исходя из условий свободного размещения вблизи буровой установки передвижного агрегата для освоения и ремонта скважин).

5.1.8. Отдельные скважины куста после освоения вводятся в эксплуатацию рабочими комиссиями, а куст в целом — государственной комиссией в соответствии с утвержденным порядком.

5.1.9. Инженерно-технические работники и рабочие, осуществляющие бурение, освоение и эксплуатацию скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, проходят специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и действующих в нефтяной и газовой промышленности правил.

Обучение и проверка знаний проводится в соответствии с «Положением о порядке проверки знаний, правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» и «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Программа и объем инструктажа по видам работ разрабатываются службой техники безопасности предприятия.

Проверяет знания и допускает к работам комиссия под председательством главного инженера предприятия.

5.1.10. В случае затопления площадки куста выше колонного фланца паводковыми водами буровые работы, освоение и ремонт скважин не допускаются, а эксплуатация скважин ведется по особому плану, утвержденному руководством предприятия и согласованному с военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и местными органами госгортехнадзора.

5.2. Общие требования

5.2.1. Все работы на кустовой площадке должны выполняться по совмещенному плану-графику, согласованному с организациями-соисполнителями, который устанавливает территориальные и оперативные разграничения между структурными подразделениями.

5.2.2. Права, обязанности и ответственность работников, занятых на строительстве куста скважин, должны быть изложены в должностных инструкциях, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

5.2.3 Ответственным руководителем работ на кусте назначается:

• до бурения первой скважины — прораб вышкомонтажной бригады;
• с момента бурения первой скважины — представитель УБР;
• с момента ввода в эксплуатацию первой скважины — представитель НГДУ.

5.2.4 Ответственный руководитель выдает разрешения на следующие виды работ:

• передвижку буровой установки;
• перфорацию, освоение и ремонт скважин;
• монтаж передвижных агрегатов;
• обвязку и подключение скважин.

На каждый из указанных видов работ должен быть получен наряд-допуск.

5.2.5. Ликвидация аварий, связанных с нефтегазопроявлениями или открытым фонтанированием, должна производиться под руководством штаба по ликвидации аварии, согласно индивидуальному плану.

При нефтегазопроявлениях и открытом фонтанировании все работы на кустовой площадке, включая добычу нефти, должны быть прекращены до ликвидации аварии.

5.2.6. Система водоснабжения буровой установки должна предусматривать возможность аварийного орошения (продолжительностью не менее 1 ч) устьевого оборудования действующих скважин до подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу или к другому водоисточнику. Для этого в каждом НГДУ на разбуриваемом месторождении необходимо иметь комплект сборно-разборного трубопровода с передвижной насосной станцией.

Схема подачи воды на куст утверждается главным инженером НГДУ до начала разбуривания куста.

5.2.7. Затрубное пространство каждой скважины должно быть оборудовано отводом с задвижкой, манометром и соединением для быстрого подключения к цементировочному агрегату. Для этого на кусте необходимо иметь инвентарный комплект трубок и тройников.

Схема и технические условия оборудования устья скважин должны быть утверждены предприятием и согласованы с военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

5.2.8. Электрогазосварочные работы должны производиться с соблюдением требований «Правил техники безопасности и производственной санитарии при электросварочных работах», «Правил техники безопасности и производственной санитарии при производстве ацетилена, кислорода и газопламенной обработки металлов», «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил устройства электроустановок», «Правил пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ на объектах народного хозяйства» и «Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности».

О проведении огневых работ должны оповещаться все действующие на кусте смежные подразделения. Перед началом и во время проведения огневых работ на бурящихся и эксплуатационных скважинах службами управления буровых работ (УБР) и НГДУ должен осуществляться контроль за состоянием загазованности воздушной среды, а места отбора проб должны указываться в разрешении на огневые работы. Ответственность за безопасное ведение огневых работ несут представители УБР и НГДУ в соответствии с п. 5.2.3.

Запрещаются электрогазосварочные работы, не связанные с монтажом, демонтажом и ремонтом оборудования и коммуникаций:

• на расстоянии менее 20 м от канализационных нефтяных колодцев, стоков и нефтепродуктов;
• в складских помещениях, где хранятся легковоспламеняющиеся горючие материалы.

5.2.9. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания буровой установки, тракторов, подъемных и цементировочных агрегатов, цементосмесителей и др. техники должны быть оснащены искрогасителями, отвечающими требованиям пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

5.2.10. Порядок передвижения всех видов транспортных средств на площадке устанавливается проектом и контролируется ответственным руководителем работ. При этом должны быть предусмотрены пути их эвакуации в аварийных ситуациях.

5.2.11. При производстве работ на кусте буровые и вышкомонтажные бригады, а также бригады по освоению должны быть обеспечены устойчивой двухсторонней радио- или телефонной связью с центральным диспетчерским пунктом и первичными средствами тушения пожара, в т.ч. не менее двух огнетушителей ОП-5 и одного ОП-100 или ОП-50.

5.2.12. Курение на территории площадки разрешается только в специально отведенных местах.

5.3. Строительно-монтажные работы, бурение скважин и передвижение буровой

5.3.1. В соответствии с проектом к кустовой площадке прокладываются дорога и подъезды (по одному с 2-х противоположных сторон площадки), обеспечивающие круглогодичный проезд автотранспорта и специальной техники. Расстояние от границ площадки до внутрипромысловой дороги должно быть не менее 50 м.

5.3.2. На территории куста должны быть обозначены табличками места складирования материалов и оборудования, а также определены знаками и указателями стоянки спецтранспорта, зоны проезда и разгрузки грузов.

Для размещения пожарной техники на площадке следует предусмотреть резервный участок размером не менее 20 x 20 м.

5.3.3. Обустройство куста (строительство кустовой площадки, амбаров, подъездных дорог, трубопровода для сбора нефти, ЛЭП и т.д.) должно быть завершено до начала бурения 1 скважины. Куст должен быть принят рабочей комиссией.

5.3.4. Бытовые и служебные помещения на территории куста должны быть оборудованы в соответствии с требованиями пожарной безопасности и расположены от устья бурящейся скважины на расстоянии не менее высоты вышки плюс 10 м.

5.3.5. Бурение скважин в кусте должно осуществляться в соответствии с техническими проектами на строительство скважин.

5.3.6. Контроль за состоянием загазованности воздушной среды при проведении огневых работ на бурящихся скважинах обеспечивается УБР.

Постоянный контроль газовоздушной среды проводится на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоке очистки бурового раствора и блоке резервуаров.

5.3.7. Передвижение вышечно-лебедочного блока буровой или установки в целом на очередную позицию в кусте производится звеном вышкомонтажников.

5.3.8. При передвижении буровой, а также при аварийных работах на буровой, связанных с нагружением вышки (расхаживанием инструмента), и при испытании вышки должны быть прекращены работы по освоению соседних скважин, расположенных в пределах опасной зоны (высота вышки +10 м). При этом люди с этих скважин выводятся в безопасное место.

Работы по бурению скважины на кусте и эксплуатации действующих скважин при выполнении продувки скважин компрессором, различного рода опрессовок трубопроводов, манифольдов высокого давления, паровых котлов и т.п. прекращаются только в случае создания помех для выполнения перечисленных работ.

При авариях с открытыми изливами нефти и газа (фонтанирование) все работы на кусте, включая добычу нефти, должны быть прекращены, а скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, заглушены.

5.3.9. Ликвидация аварий, связанных с газонефтепроявлениями или открытым фонтанированием, эвакуация обслуживающего персонала должны производиться в соответствии с «Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов» и ППВА. Для каждой площадки кустовых скважин НГДУ составляет индивидуальный план ликвидации возможных аварий и эвакуации людей, согласованный с местными службами госгортехнадзора, госпожнадзора и военизированной службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

5.4. Освоение, эксплуатация и ремонт скважин

5.4.1. На все время прострелочных работ вокруг скважины устанавливается опасная зона в радиусе не менее 10 м.

В остальном при перфорации скважин в кусте следует руководствоваться «Едиными правилами безопасности при взрывных работах», «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Техническими требованиями на подготовку скважин к проведению геолого-технического контроля и осуществлению геохимических, геофизических и гидродинамических исследований в бурящихся скважинах».

5.4.2. Перед непосредственным выполнением прострелочных работ должны быть проверены качество изоляции электросетей и заземление оборудования. Перфорация скважины должна производиться с помощью приставки УБ-38.

Готовность скважин к перфорации должна оформляться специальным актом.

5.4.3. Освоение скважин в кусте, независимо от способа их эксплуатации, должно производиться согласно плану, разработанному УБР и утвержденному главным инженером НГДУ.

5.4.4 Освоение скважин производится специализированными бригадами в объеме:

• промывка, геофизические работы, перфорация, спуск НКТ, установка фонтанной арматуры, промывка на воду и нефть, сдача скважины НГДУ по акту в соответствии с установленным регламентом;
• подключение освоенных скважин к коммуникациям сбора нефти осуществляется НГДУ.

5.4.5 Освоение скважин воздухом запрещается.

5.4.6. После спуска НКТ, установки устьевой арматуры и проверки ее на герметичность все задвижки должны быть закрыты. На фонтанной арматуре устанавливаются манометры, а на всех отводах и задвижках — фланцевые заглушки.

5.4.7. Устья скважин в кусте должны быть оборудованы (в зависимости от способа эксплуатации) типовой арматурой, а их колонные фланцы — расположены на уровне земли.

5.4.8. С вводом в эксплуатацию первой скважины должен быть разработан график контроля состояния загазованности воздушной среды всего куста. График и контроль загазованности ведется силами НГДУ под общим руководством работ на кусте.

5.4.9. После окончания бурения и освоения нефтяных скважин кустовая площадка должна быть освобождена от лишнего оборудования и материала, выкидные и нагнетательные трубопроводы, силовые кабели и другие коммуникации должны быть уложены в грунт или на эстакады, составлена схема коммуникаций, установлены таблички и указатели трубопроводов и кабелей.

5.4.10. Подземный и капитальный ремонт скважин должен производиться по плану, утвержденному главным инженером управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин и согласованному с НГДУ. Если бригады капитального ремонта скважин находятся в составе НГДУ, то планы ремонта утверждаются главным инженером НГДУ.

5.4.11. При ремонте скважин должны быть приняты меры против разлива нефти и отходов нефтепродуктов.

5.4.12. Запрещается нахождение в пределах установленных запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ на них.