Файл: Утверждены приказом Ростехнадзора от 12. 03. 2013 101, в ред приказа Ростехнадзора от 12. 01.pdf


Балаба В.И.
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi
между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй
- резервным.
Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.
Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев.
Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания.
261.
Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.
Превенторы со срезающими, трубными и глухими плашками должны быть опрессованы на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.
262.
После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.
Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:
●
50 кгс/см
2
(5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см
2
(21 МПа);
●
100 кгс/см
2
(10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см
2
(21 МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.
263.
После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.
264.
Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие.
Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц.
Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.
265.
При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
266.
Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.
Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
267.
В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 3
- 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран.
268.
При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой


Балаба В.И.
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi
обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.
269.
Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
270.
Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
XXI. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования
скважин
271.
Требования настоящих Правил к рабочему проекту на бурение скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов.
Первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья
линия
защиты
(защита от открытого выброса)
- ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
Реализация этих возможностей достигается при выполнении дополнительных условий, устанавливаемых в настоящей главе Правил.
272.
Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
●
инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварий (ПЛА), разработанному в соответствии с приложением N 1
настоящих Правил;
●
проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;
●
учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;
●
проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимого на случай ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости, в соответствии с рабочим проектом;
●
оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.
273.
При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу (противофонтанную военизированную часть) и действовать в соответствии с ПЛА. После герметизации должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
274.
После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.
275.
Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается рабочим проектом с учетом допусков по пункту 210
настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
276.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого


Балаба В.И.
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi
бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.
Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня.
277.
Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
278.
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
279.
При бурении в продуктивных пластах механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
280.
Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению.
281.
К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
282.
Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и заказчиком.
283.
При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА.
284.
Технические устройства, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах организаций пользователей недр (заказчиков).
285.
Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны бурильных труб.
286.
При поступлении пластового флюида в скважину в процессе подъема бурильной колонны из интервала, не обсаженного ствола, следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла, спустить бурильную колонну до забоя, произвести промывку скважины не менее 2-х циклов с приведением всех параметров промывочной жидкости в соответствие с ГТН
(определить причину поступления пластового флюида и принять меры), после чего произвести подъем бурильной колонны.
287.
Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части) и пожарных подразделений по специальным планам, разработанным штабом, создаваемым пользователем недр.
Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.
288.
Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!",


Балаба В.И.
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi
"Недолив скважин - путь к фонтану!".
XXII. Требования к бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин
289.
Рабочий проект на бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин должен содержать следующие положения:
●
обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;
●
расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах искривления ствола;
●
мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;
●
коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
●
технические условия по обеспечению проходимости внутри обсадных колонн труб, инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;
●
мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спускоподъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;
●
гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок;
●
обоснование способа крепления скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке;
●
допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

290.
Выбор конструкции наклонно направленных и горизонтальных скважин должен определяться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.
291.
Интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать удаление газовых скоплений в верхней части пологого или горизонтального участка (например, в местах расширения ствола, перегибах).
292.
Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:
●
коэффициентов запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка, - 1,3 - 1,5; для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0 до 5,0 градусов/10 м, - 1,05, для секций в интервалах искривления свыше 5 градусов/10 м - 1,10;
●
коэффициента запаса прочности на внутреннее давление - 1,15;
●
расчета обсадных колонн на растяжение.
293.
Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен обеспечивать требуемые прочностные характеристики обсадной колонны, герметичность и надежность крепи в течение всего периода эксплуатации скважины.
Типы применяемых резьбовых соединений и резьбовых смазок определяются рабочим проектом.
294.
Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производятся с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобообразования и снижения износа обсадных колонн.
XXIII. Требования к освоению и испытанию скважин
295.
При производстве работ по освоению скважин необходимо иметь запас жидкости глушения в количестве не менее двух объемов скважины, находящейся непосредственно на скважине, или материалов для оперативного ее приготовления.
296.
Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
●
высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины;
●
эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной


Балаба В.И.
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi
головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины;
●
устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой;
●
отсутствуют межколонные давления.
В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.
297.
Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (или специальной жидкостью), соответствующим рабочему проекту.
В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой.
Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями главы XLII
настоящих Правил.
Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, должна производиться в условиях обеспечения герметизации устья скважины при ГНВП. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются специальным планом, утвержденным пользователем недр (заказчиком) и согласованным с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
298.
Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине.
299.
Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину рабочего давления, установленного изготовителем, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки на устье скважины оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.
300.
Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
●
исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
●
сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
●
предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";
●
термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров;
●
сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;
●
предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
●
безопасное пользование недрами и охрану окружающей среды.
301.
Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного камня обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается заказчиком с учетом проектных решений и фактических характеристик пласта, вскрытого скважиной.
302.
Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:
●
замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5-0,6 г/см
3
; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;
●
использования пенных систем;
●
использования специальных технических средств и технологий (например, струйный насос).
303.
Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.
Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с планом работ и согласовывается с заказчиком.
304.
Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на рабочее давление, установленное изготовителем, а после установки - на давление опрессовки колонны.