Содержание
- Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
- «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
- 2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
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.
В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.
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.
Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
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.
Источник
«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)
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
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 –10оС 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.
XXIII. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО
426. Буровые и ремонтные организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.
427. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО.
Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.
Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.
В скважинах, пробуренных на изученный разрез, представленный нефте- и водоносными (с растворенным газом) пластами с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, допускается обвязка обсадных колонн без использования колонной головки при условии цементирования обсадных колонн на всю их длину.
428. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:
герметизация устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;
вымыв пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;
подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;
срезание бурильной колонны;
контроль состояния скважины во время глушения;
расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;
спуск или подъем части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.
429. Выбор типа ПВО и колонной головки, схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования осуществляются проектной организацией и согласовываются с заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:
при вскрытии изученного разреза с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, устанавливаются превенторы, тип и количество которых определяются проектом производства буровых работ;
три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется проектной организацией, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пластовое давление, пористость, проницаемость, дебит);
четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35 МПа;
б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья.
В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться.
На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, характеризующихся малым значением газонасыщенности нефти (низкий газовый фактор), механизированным способом добычи, при статическом и динамическом уровне флюида ниже устья скважины состав превенторной установки, типы превенторов, необходимость установки колонной головки, их аналогов для герметизации устьев скважин устанавливаются и обосновываются в рабочих проектах производства буровых работ.
430. На суше линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, ЛЭП, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.
Длина линий от блоков глушения и дросселирования до свободных концов линий сброса должна быть:
для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т — не менее 30 м;
для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м;
для всех поисково-оценочных и разведочных скважин — не менее 50 м.
Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается 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.
Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.
431. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 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 организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки ПВО.
432. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и ПВО.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.
433. ПВО должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.
Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с проектно-конструкторской документацией изготовителя. Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.
434. 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 перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений.
В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.
В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха.
435. 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 превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек.
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.
Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками и аварийным освещением напряжением не более 12 В для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикатора веса бурильного инструмента, блока дросселирования и у блока глушения.
436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый 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: первый клапан 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.
437. 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.
Превенторная установка со срезающими, трубными и глухими плашками должна быть опрессована на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты проведенных испытаний должны быть подтверждены соответствующими актами.
438. 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.
ПВО считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.
Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:
50 кгс/см2 (5 МПа) — для ПВО, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);
100 кгс/см2 (10 МПа) — для ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.
439. 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.
440. 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.
441. 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.
442. 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.
443. 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. Диаметр специальной трубы 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. На устье скважины специальная труба с навернутым шаровым краном опрессовывается на давление совместной опрессовки ПВО с обсадной колонной.
444. 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 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.
445. Для беспрепятственного доступа работников к установленному на устье ПВО под буровой должен быть сделан твердый настил.
446. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
447. В составе ПВО ОПО МНГК должно быть не менее четырех превенторов, в том числе один со срезающими плашками и один универсальный. Рабочее давление превенторов ПВО должно превышать не менее чем на 15% ожидаемое давление на устье скважины при закрытии во время фонтанирования.
448. Пультом управления превенторами обеспечивается их дистанционное закрытие и открытие. Превентором со срезающими плашками обеспечивается срезание наиболее прочной трубы, предполагаемой к спуску в скважину. Объемом гидроаккумулятора обеспечивается двойной полный цикл работ при открытии-закрытии превенторов при отключении электроэнергии.
449. На ПБУ с подводным расположением устья проводится опрессовка каждого превентора в сборке ППВО на стенде на рабочее давление. Перед спуском производится проверка работоспособности превенторов. После каждой спущенной колонны производится опрессовка плашечных и универсального превенторов на рабочее давление с использованием тест-пакера и опрессовка превентора с глухими срезающими плашками на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
450. Трапно-факельные и сепарационные установки размещаются на открытых площадках МСП, ПБУ, МЭ, ПТК в соответствии с ожидаемыми условиями работы по давлению и производительности. При проведении работ в условиях низких температур линии глушения и дросселирования ПВО заполняются незамерзающей жидкостью. Противовыбросовый манифольд вместе с линией от сепаратора бурового раствора на желоб оборудуется устройством для продувки.
451. При проведении спуско-подъемных операций на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, осуществляется непрерывное автоматическое измерение и регулирование объема бурового раствора в скважине.
452. При ГНВП на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, разгазированная жидкость через штуцерную линию поступает в систему сепарации и дегазации. Отсепарированный газ направляется на сброс, а жидкость — в циркуляционную систему для ее обработки.
453. Эксплуатирующая МСП, ПБУ, МЭ и ПТК организация при подводном расположении ПВО разрабатывает инструкцию по плановой и аварийной отстыковке ППВО с учетом результатов безопасной эксплуатации бурового райзера и его отстыковок на разных глубинах моря при разных углах его отклонения от вертикали в нижнем соединительном устройстве.
Скачать документ целиком в формате PDF
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.