Инструкция по монтажу пво при бурении

Законодательная база Российской Федерации

Бесплатная горячая линия юридической помощи

Бесплатная консультация

Навигация

Федеральное законодательство

Действия

• Главная
• «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24) (ред. от 11.08.2000)

Наименование документ	«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24) (ред. от 11.08.2000)
Вид документа	постановление, правила
Принявший орган	госгортехнадзор рф
Номер документа	24
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	11.08.2000
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	отменен/утратил силу
Публикация	В данном виде документ опубликован не был
Навигатор	Примечания

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

2.9.1. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов — изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

2.9.2. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно — факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно — геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

— герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

— вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

— подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

— срезания бурильной колонны;

— контроля за состоянием скважины во время глушения;

— расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

— спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

2.9.3. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

2.9.3.1. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной бурильной колонне и без нее.

2.9.3.2. Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/кв. см (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется предприятием по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.).

2.9.3.3. Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

— вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/кв. см (35 МПа);

— использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

— на всех морских скважинах.

2.9.4. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований п. 2.9.3 настоящих Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении предприятием исчерпывающего обоснования.

2.9.5. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

— для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб. м/т — не менее 50 м;

— для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб. м/т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.6. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/кв. см (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями — два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

2.9.7. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

2.9.8. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

2.9.9. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

2.9.10. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

2.9.11. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородосодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается 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 из которых является рабочим, а второй — резервным.

2.9.12. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.13. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

— 50 кгс/кв. см (5 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);

— 100 кгс/кв. см (10 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв. см (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.14. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.15. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

2.9.16. 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 колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.17. 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.

2.9.18. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.9.19. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой 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.

2.9.20. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

2.9.21. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Источник

ИПБОТ 028-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при монтаже-демонтаже противовыбросового оборудования (ПВО) при помощи УПОП (устройство перемещения оборудования противовыбросового)

Оглавление

ИПБОТ 028-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при монтаже-демонтаже противовыбросового оборудования (ПВО) при помощи УПОП (устройство перемещения оборудования противовыбросового)

Вид документа:
ИПБОТ

Принявший орган: ООО «СПКТБ Нефтегазмаш»

Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 1 января 2008 г.
Опубликован:

• ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация (с Изменением N 1) ГОСТ
• Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (не применяется с 18.12.2013 на основании приказа Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101) Постановление Госгортехнадзора России
• ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения ГОСТ
• Об утверждении Правил пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ 01-03) (утратил силу с 22.07.2012 на основании приказа МЧС России от 31.05.2012 N 306) Приказ МЧС России
• ГОСТ 13862-90 (СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89, СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89) Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции ГОСТ
• Сборник инструкций по промышленной, противопожарной безопасности и охране труда для производственного персонала. Книга 5 ИПБОТ

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
«СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО
НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ» ООО «СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ»

ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при монтаже-демонтаже противовыбросового оборудования (ПВО) при помощи УПОП (устройство перемещения оборудования противовыбросового)

Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации

Председатель профсоюза Л.А.Миронов

Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.

Директор ООО «СПКТБ Нефтегазмаш» М.П.Семашко

Зам. директора ООО «СПКТБ Нефтегазмаш» ГКП Кривцов В.С.

1 Общие требования безопасности

1.1 К работам по монтажу-демонтажу противовыбросового оборудования (ПВО) при помощи устройства перемещения оборудования (УПОП) допускаются слесари по обслуживанию буровых и слесари по ремонту бурового оборудования, а также в случае необходимости, работники буровой бригады, после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.

1.2 ПВО собирается из узлов (сборочных единиц) и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

1.3 Эксплуатация ПВО должна осуществляться в соответствии с техническими условиями изготовителей.

1.4 Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

1.5 На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие нефтегазосодержащих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть связаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не меньше давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или жидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

1.6 Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система управления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор должны выбираться в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

• герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;
• вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;
• подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;
• срезание бурильной колонны;
• контроля за состоянием скважины во время глушения;
• расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;
• спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважин.

1.7 Для освещения ПВО, пульта управления, штурвалов ручного управления и фиксации плашек необходимо устанавливать светильники во взрывозащитном исполнении.

1.8 Запрещается производить погрузку и выгрузку ПВО без применения грузоподъемных механизмов.

1.9 Запрещается производить установку, монтаж и эксплуатацию ПВО при отсутствии под буровой проходов и площадки с твердым покрытием (деревянный настил).

1.10 Запрещается производить какие-либо работы по монтажу и устранению неисправностей, при наличии давления в ПВО.

1.11 Разборка пневмогидроаккумулятора должна производиться после полной его разрядки, то есть уменьшение давления масла и азота до атмосферного.

1.12 Запрещается закрывать превентор при:

1.12.1 закрытой коренной задвижке во избежание срыва резины плашек;

1.12.2 незаряженном пневогидроаккумуляторе, непосредственно насосами с электрическим или ручным приводом во избежание срыва резины плашек.

1.13 Не допускаются удары по штурвалам при работе ручным приводом во избежание поломки резьбы.

1.14 Во время эксплуатации и испытания, элементы гидроуправления не должны подвергаться давлению выше рабочего.

1.15 Запрещается производить погрузку и выгрузку ПВО без применения грузоподъемных механизмов.

1.16 Запрещается производить какие-либо работы по монтажу (демонтажу) и устранению неисправностей при наличии давления в ПВО.

1.17 Работники, обслуживающие УПОП (грузоподъемное устройство), должны знать его конструкцию, устройство и работу.

1.18 При работе УПОП при перемещении и установки ПВО на устье скважины необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

• рабочие места и территория в зоне работы УПОП должны быть достаточно освещены, очищены от грязи, мусора и других посторонних предметов;
• перед началом работы по сборке и перемещению ПВО производить осмотр оборудования на предмет состояния крепления основных несущих элементов сборочных единиц и механизмов;
• производить проверку состояния грузовых цепей и при необходимости производить их замену;
• не допускается применять цепи, не соответствующие типоразмерам, указанным в паспортах грузовых талей подъема и механизма перемещения.

1.19 Освещенность рабочего места должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил согласно приложению N 6 (книга 1).

2 Требования безопасности перед началом работ

2.1 Надеть спецодежду, спецобувь и СИЗ.

2.2 Рукава и полы спецодежды должны быть застегнуты на все пуговицы, волосы убраны под головной убор. Одежда должна быть заправлена. Не допускается наличие свисающих концов или развевающихся частей одежды. Запрещается засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог.

2.3 Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной перед вскрытием продуктивных и газоводопроявляющих пластов.

2.4 Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием подаваемого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

2.5 При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородосодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является безопасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой должны иметься два обратных клапана с приспособлением для установки в открытом положении. Один кран является рабочим, второй — резервным. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины должны опрессовываться водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление должны определяться по согласованию. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы должны опрессовываться на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора должна быть проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты опрессовки должны оформляться актом.

2.6 После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должны быть спрессованы водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек должны опрессовываться водой на давление:

50 кгс/см (5 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см (21 МПа);

100 кгс/см (10 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом; заменяются плашки, соответствующие диаметру обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

2.7 Монтаж ПВО должен производиться работником под руководством механика или бурового мастера согласно схеме, разработанной буровой организацией, согласованной с заказчиком, утвержденной техническим руководством буровой организации:

2.7.1 погрузка и разгрузка превенторов во время транспортировки производится с использованием грузоподъемных механизмов. Разгрузка превенторов с транспортных средств путем сбрасывания запрещается;

2.7.2 для обеспечения свободного и надежного закрытия плашек превенторов перед началом монтажа ПВО необходимо проверить центровку вышки и при необходимости отцентрировать ее;

2.7.3 монтаж ПВО разрешается производить на кондуктор, техническую или эксплуатационную колонны, зацементированные согласно проекту;

2.7.4 ниже муфты, на которой монтируется ПВО, должна оставаться свободная часть обсадной колонны длиной 300 мм, для обеспечения установки герметизирующих приспособлений или замены неисправного ПВО при открытом фонтанировании скважин;

2.7.5 колонная головка, на которой монтируется ПВО, соединятся с патрубком с помощью резьбы, резьба уплотняется смазкой УС-1 или лентой ФУМ;

2.7.6 использование расточной муфты для установки ПВО разрешается только в исключительных случаях. При использовании расточной муфты необходимо соблюдать следующие требования:

• расточную муфту приваривать к обсадной колонне изнутри круговым швом и снаружи минимум тремя электрозаклепками;
• при сварке использовать электроды с качественной обмазкой и пределом прочности не менее 42 кгс/см ;
• сварочные работы должны производить квалифицированные сварщики, аттестованные согласно требованиям ГГТН РФ;
• в сварочных швах не допускаются непровары, прожоги, надрезы, трещины и т.д.;
• сварной шов опрессовывается совместно с ПВО;

2.7.7 при монтаже ПВО необходимо следить за качеством сборки фланцевых соединений, расположением металлических уплотнительных колец, равномерной затяжкой шпилек, соблюдением зазора между фланцами, который должен быть по всему периметру фланца одинаковым.

Перед сборкой необходимо проверить исправность уплотнительных колец и канавок на фланцах, на которых не должно быть дефектов (вмятин, царапин и т.д.) Уплотнительные кольца используются только металлические.

Крепление фланцевых соединений должны производиться полным комплектом шпилек, предусмотренным конструкцией ПВО;

2.7.8 вспомогательный гидравлический пульт управления ПВО устанавливается в непосредственной близости от пульта бурильщика;

2.7.9 монтаж гидроуправления противовыбросовым оборудованием производится по схеме завода-изготовителя. Все трубки или шланги перед монтажом продуваются воздухом;

2.7.10 все рычаги гидроуправления должны иметь указательные таблички или надписи, где указывается их роль и направление при их переключении;

2.7.11 перед штурвалами на отбойном щите краской должны быть нанесены надписи с указанием:

• направления вращения закрытия и открытия превенторов;
• количество оборотов закрытия превенторов;
• контрольная метка, совмещение которой с меткой на штурвале или на вале штурвала, соответствуют полному закрытию превенторов при последнем обороте штурвала.

На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием:

• допустимого давления на устье скважины;
• допустимого давления для самого слабого участка скважины;
• плотность раствора, по которой определено это давление;

2.7.12 отбойный щит в ночное время должен быть освещен светильником взрывозащищенного исполнения;

2.7.13 манифольдные линии дросселирования и глушения противовыбросового оборудования должны быть собраны из узлов и деталей заводского изготовления. При отсутствии труб для выкидов заводского изготовления допускается изготовление их на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом, изготовленные выкида должны иметь паспорт установленной формы;

2.7.14 повороты выкидных линий и направление их в одну сторону до и после блоков задвижек допускаются с использованием тройников заводского изготовления или кованых угольников, имеющих паспорта установленного образца. При этом устанавливаются дополнительные стойки;

2.7.15 на тройниках линий дросселирования и глушения через разделитель среды устанавливаются манометры, имеющие верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования;

2.7.16 расстояние от концов выкидных линий до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 При пуске гидравлического управления ПВО в работу проверяется:

3.1.1 направление вращения электродвигателя маслонасоса должно совпадать со стрелкой указателя;

3.1.2 наличие масла в баке, проверяется по указателю уровня и соответствие его требованиям инструкции завода-изготовителя.

3.2 маслопроводные трубки, шланги должны быть защищены от механических повреждений на участке от пульта управления до вышечно-лебедочного блока, а монтироваться так, чтобы исключить возможность их повреждения во время эксплуатации.

3.3 Противовыбросовое оборудование, находящееся в работе, должно иметь паспорт установленного образца, в котором указывается заводской и регистрационный номер, дата его выпуска, а также все сведения по движению оборудования и о проведенных ремонтах.

3.4 Перед вводом в эксплуатацию на корпусе превенторов (с обратной стороны корпуса от гидравлических трубок) и другого оборудования должны быть четко нанесены (клеймением или сваркой) заводской номер или регистрационный номер.

3.5 С комплектом ПВО буровой бригаде должна быть выдана выписка из технического паспорта установленной формы, в которой указывается:

• заводской или регистрационный номер;
• год выпуска и тип превентора;
• основные присоединительные, проходные и габаритные размеры;
• данные об опрессовке произведенной в мастерской (дата опрессовки, давление опрессовки);
• внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных трубопроводов;
• внутренний диаметр, толщина стенки, марка стали и длина трубы, на которой устанавливается колонная головка;
• тип и диаметр установленных задвижек;
• давление опрессовки совместной с обсадной колонной на устье скважины;
• размеры плашек, установленных в превенторе;
• размеры переходных катушек;
• фактическая схема обвязки устья скважины с указанием размеров по вертикали;
• перечень деталей и узлов, входящих в комплект ПВО, изготовленных на ремонтной базе, соответствие изготовленных изделий действующим техническим условиям;
• копии сертификатов на крепежные детали (согласно ОСТам);
• давление опрессовки обратных клапанов;
• давление опрессовки манифольда;
• акт на выполненные работы по креплению выкидных линий.

Один экземпляр документов должен храниться в службе главного механика буровой организации, другой — у бурового мастера, на буровой.

3.6 Приемку доставленного на буровую ПВО производит буровой мастер или бурильщик по комплектовочной ведомости.

3.7 Ответственным лицом за эксплуатацию смонтированного ПВО является бурильщик, контроль за правильной эксплуатацией ПВО осуществляет буровой мастер (помощник). Техническое состояние ПВО проверяет механик.

3.8 Бурильщик не реже одного раза в смену проверяет ПВО путем закрытия и открытия плашек превентора. При прохождении пластов с возможным газонефтеводопроявлением такие проверки следует проводить перед каждым спуском и подъемом инструмента. При проверке ПВО необходимо обратить внимание на полное открытие плашек превентора во избежание срыва их при спуско-подъемных операциях. Результаты проверки заносятся в вахтовый журнал.

3.9 Буровым мастером исправность ПВО проверяется ежедневно с записью в журнале.

3.10 Механик проводит проверку ПВО согласно графику, но не реже одного раза в 10 дней.

3.11 Не реже одного раза в 10 дней проверять:

• наличие давления в гидросистеме;
• работоспособность всех механизмов гидросистемы;
• герметичность маслопроводов;
• работоспособность ручного маслонасоса;
• давления азота в пневмогидроаккумуляторе;

3.11.2 все болтовые соединения ПВО.

3.12 Произвести закрытие и открытие плашек превенторов и гидравлических задвижек с основного пульта.

3.13 Демонтаж ПВО разрешается производить только после цементирования эксплуатационной колонны и заключения геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (потеря устойчивости УПОП, поломки деталей) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать согласно полученным указаниям.

4.2 Работа УПОП должна быть прекращена при возникновении стихийных природных явлений (сильный ветер, ураган, гроза, туман, землетрясение и др.), а работники удалены в безопасное место.

4.3 В случае возникновения пожара необходимо:

• прекратить все технологические операции;
• сообщить о пожаре;
• отключить электроэнергию;
• принять меры к удалению людей из опасной зоны;
• умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
• изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
• горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
• принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.4 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 Отключить электроэнергию. Демонтировать УПОП.

5.2 Привести в порядок рабочее место, приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

Литература:

«Паспорт» и «Руководство по эксплуатации» на УПОП

Источник

 Инструкция по монтажу и эксплуатации  противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин

Общие положения

1.1.           
Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в
соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических
условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия
или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при
освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями
настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на
ремонт (освоение) скважины.

1.2.           
В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья
скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все
изменения должны указываться в плане работ.

1.3.           
К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие
подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление
скважиной при ГНВП”.

1.4.           
Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей
заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное
давление.

1.5.           
Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка
на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После
проведения проверки составляется акт.

1.6.           
Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной
емкостью.

1.7.           
При температуре воздуха ниже –10^оС превентора должны быть
обеспечены обогревом.

1.8.           
Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы
соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте),
прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО.

2.1. 
Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения
возможных разливов технологических жидкостей.

2.2.           
Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с
записью в журнале.

2.3.           
Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий
и требований ОТ и ТБ.

2.4.           
Собрать  и подготовить к работе
линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в
скважину и сброса флюида коллектор.

2.5.           
Проверить центровку мачты относительно устья скважины.

2.6.           
Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии
избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

2.7.           
Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном),
опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка
запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру
трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно
наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная
компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и
т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки,
не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна
находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от
попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить
фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус
превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны
быть погнуты и свободно вращаться. 

Схемы обвязки устья скважины

3.1.Схема обвязки устья скважин №1

            Схема
применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем
гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.

            3.1.1
При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения
нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка,
представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие              

требования:

            —
шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.

            —
закрытие шарового крана производится 
после закрытия плашечных 
затворов.

            —
длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы
круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия
центратора).

            3.1.2.
При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке
должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае  нефтегазопроявления должна быть
произведена  в непосредственной близости
от клямсы.    

3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы
предотвратить работы  по демонтажу АПР
при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.

3.2. Схема обвязки устья скважины №2

            Схема
применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом
скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.

            3.2.1.
Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор,
оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или
насосно-компрессорных труб.

            3.2.2.
При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке
должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае
нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от
клямсы.

            3.2.3.
Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора
заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении
(только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).

            3.2.4.
Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая
площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам
превентора.

3.3. Схема обвязки устья скважины №3

            Схема
применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах,
связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах,
скважинах с газовым фактором более 200м³/ м³

            3.3.1.
Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и
спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.

Перед началом геофизических работ скважина должна
быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность
монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование
устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в
соответствие со схемой №2.

            3.3.2.
Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два

превентора. 
Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор —
плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.

Монтаж ПВО.

4.1  Демонтировать фонтанную арматуру, проверить
состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

4.2       При работе по схеме 1 на крестовину  (или 
через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка.
Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на
рабочей площадке.

4.3.           
При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на
крестовину  (или  через переходную катушку). Плашки должны
соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

4.4.           
При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется
превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными
плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным
управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром
73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и
количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие
полное открытие и закрытие плашек превентора.

4.5.           
Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения
прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка
верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором
(кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося
в обвязке превентора не требуется.

4.6.           
Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю
канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца
и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО
плотно входить друг  в друга.

4.7.           
Присоединение ПВО к крестовине 
фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны
быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка
резьбы. Затяжка их производится 
крест-накрест.

4.8.           
После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается
технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления  опрессовки эксплуатационной колонны.

4.9.           
После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с
перфорированной или негерметичной колонной ПВО 
опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки
определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается
в плане работ.

4.10.       
Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация

5.1. Должен быть обеспечен
свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

5.2. Перед началом смены
необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль
технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость
открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки
оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка
противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся
в журнал проверки оборудования.

5.3.           
При необходимости замены плашек следует руководствоваться
рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор.
Работы производятся под руководством специалиста – механика по
противовыбросовому оборудованию.

5.4.           
 После замены плашек или узлов
превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку
опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии
с п. 4.8 настоящей инструкции.

5.5.           
Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка         —           через
каждые 6 месяцев

— дефектоскопия                               —           один раз в год.

Запрещается:

Ø   
Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и
льда.

Ø   
Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø   
Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø   
Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или
бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

2.9.1. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов — изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

2.9.2. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно — факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно — геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

— герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

— вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

— подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

— срезания бурильной колонны;

— контроля за состоянием скважины во время глушения;

— расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

— спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

2.9.3. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

2.9.3.1. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной бурильной колонне и без нее.

2.9.3.2. Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/кв. см (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется предприятием по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.).

2.9.3.3. Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

— вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/кв. см (35 МПа);

— использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

— на всех морских скважинах.

2.9.4. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований п. 2.9.3 настоящих Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении предприятием исчерпывающего обоснования.

2.9.5. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

— для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб. м/т — не менее 50 м;

— для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб. м/т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.6. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/кв. см (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями — два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

2.9.7. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

2.9.8. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

2.9.9. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

2.9.10. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

2.9.11. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородосодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается 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 из которых является рабочим, а второй — резервным.

2.9.12. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.13. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

— 50 кгс/кв. см (5 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);

— 100 кгс/кв. см (10 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв. см (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.14. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.15. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

2.9.16. 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 колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.17. 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.

2.9.18. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.9.19. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой 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.

2.9.20. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

2.9.21. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Требования, предъявляемые к монтажу стволовой части ПВО.

1. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соостность между собой, обсадной колонной, а также иметь одинаковый диаметр, в т.ч. рабочие давления (Рраб.Всех узлов должны быть одинаковы).

2. Если внутренний диаметр крестовины ПВ больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

3. Монтаж ПВО производит спец. обученный персонал под руководством механика ПВО.

4. Превенторы должны устанавливаться талевой системой.

5. ПВО должны иметь паспорт с завода-изготовителя, в паспорт должны записываться отметки о произведенном ремонте, замене отдельных деталей и узлов, резиновых уплотнителей к клапанам ПВО, а также испытании на герметичность и движении ПВО.

6. На корпусе каждого превентора крестовина  над превенторной катушки должны быть четко нанесены инвентарные номера.

7. Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта и проведены все необходимые гидравлические испытания.

8. Ось отводов крестовины должна находиться на высоте не менее 0,8м от земли.

Рекомендуемые материалы

9. Гладкая часть патрубка колонного фланца, на которой установлена ПВО, должна быть не менее 0,3м

10. Привод ручного управления превентором устанавливается не ближе 10мот устья, за щитом с навесом, который должен быть изготовлен из листовой стали 5мм или из досок, толщиной 40мм. Щит должен иметь следующие размеры: ширина-2,5м, высота-2м, козырек-0,5м. На щитке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесены:

· Номер превентора

· Направление вращения штурвала на закрытие стрелкой

· Число оборотов штурвала до полного закрытия

· Давление опрессовки технической колонны

· Диаметр установленных плашек

· Метка совмещения (фиксация) на рукоятке штурвала и щите.

11. Угол отклонения карданного вала и осью гидроцилиндра. ППГ допускается не более 8 градусов

12. Под буровой должен быть твердый настил для доступа к ПВО.

13. Перед рукоятками на основном пульте управления должны быть четкие надписи-превентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т.д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении – «открыто», «закрыто». Линии рукоятки должны быть зафиксированы или снять.

14. Заканчивается монтаж ПВО опрессовкой с составлением акта№2 и ведомости в двух экземплярах: в ведомость заносят все узлы ПВО и фактическая схема обвязки, один экземпляр, который со всеми предположениями должен быть на буровой, второй в отделе гл. механика.

15. Демонтаж ПВО разрешается производить только после цементирования обсадной колонны, окончания срока ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) и заключении геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов.

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно

ПБ НГП

1. ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических  операций:

· Герметизации устья при наличии труб и без них;

· Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;

· Срезание колонной труб;

· Контроля за состоянием скважины во время глушения;

· Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;

· СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

2. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность  между собой и обсадной колонны, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

3. Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и  согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой.

5. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.

6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

  -100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:

· Направление вращения штурвала «закрытие-открытие» — стрелками;

· Количество оборотов штурвала на закрытие;

· Метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора..

9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100м, для 3 категории не менее 30м.

10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

11. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

Периодичность ревизии и ремонта ПВО.

            Очередные ревизии и ремонты ПВО производятся по графику ППР

1 раз в 6 месяцев. Аварийная планшайба 1 раз в год.

Вместе с этой лекцией читают «Территориальная организация химического и лесного комплексов».

            Внеочередные ревизии и ремонты ПВО производятся после ГНВП, фонтана, сменой деталей и узлов ПВО и манифольда.

Виды опрессовок ПВО.

1. На заводе ПВО испытывают на прочность пробным давлением согласно таблице.

2. В мех. Мастерской ПВО опрессуют водой на рабочее давление. Время опрессовки 15 минут и оформляют акт№1

3. В случаях, когда корпус ПВО подвергался ремонту с применением сварки и токарных работ опрессуют на пробное давление.

4. После монтажа на устье ПВО опрессуют на давление опрессовки обсадной колонны, но не выше рабочего давления ПВО, составляется акт№2.

Как происходит монтаж противовыбросового оборудования