Geum.ru

Наоп 21 18-82 (нпаоп 11. 2 18-82) Единые технические правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Вид материалаДокументы
Подобный материал:
1   2   3   4   5

4.4. Запас горючих и смазочных материалов на буровых должен храниться: в закрытых резервуарах (емкостях), имеющих четкую надпись о наименовании хранящихся в них материалов, с указателями -уровня.

Территория вокруг резервуаров с горюче-смазочными материалами долхна -быть обвалована согласно Правилам пожарной безопасности.

4.5. До начала бурения скважины или куста (первой скважины, а при необходимости из-за сложных условий и последующих) руководством УБР (экспедиции) должна проводиться пусковая конференция с участием всего состава буровой бригады, руководителей центральной инженерно-технологической службы (ЦИТС), районной инженерно-технологическойслухбы (РИТС), вышечно-монтажного подразделения и УБР (экспедиции). К проведению пусковой конференции должны быть привлечены главные специалисты УБР (технологи, геологи, механики, энергетики, экономисты), а также представители общественных организаций. На этой конференции должно проводиться ознакомление бригады с техническим проектом на строительство скважины и технологией ее бурения.

При продолжительности бурения скважины более 2 месяцев ежемесячно должны проводиться технологические беседы, на которых подводятся итоги работы и рассматриваются особенности технологии бурения ва последующий период (I месяц).

Проведение пусковых конференций и бесед должно оформляться протоколом, либо отмечаться в буровом журнале.

4.6. Главные механик и энергетик буровой организации или представители их служб совместно с буровым мастером до начала бурения обязаны ознакомить весь состав бригады о правилами и инструкциями по эксплуатации новых видов оборудования и инструмента и провести дополнительный инструктаж рабочих по технике безопасности при эксплуатации этого оборудования. Результаты инструктажа должны заноситься в специальный журнал.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВОГО, ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И КИПиА

5.1. Оборудование, эксплуатируемое буровой организацией, должно иметь технические паспорта или формуляры установленного образца. Паспорта хранятся в службах главного механика и главного энергетика организации, которые вносят в них сведения об эксплуатации, ремонте и дефектоскопии оборудования.

Запрещается эксплуатация оборудования, не имеющего паспорта установленного образца.

5.2. Для обеспечения работы оборудования в пределах паспорт-вой характеристики оно должно знать запасные части и приспособления в объеме, необходимом для производства технического обслуживания. Объем технического обслуживания устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя по эксплуатации и ремонту оборудования.

Кроме того, на буровой должен быть создан запас быстроизнашивающихся деталей и узлов к оборудованию по перечню и в количестве, утвержденной руководством буровой организации.

5.3. Выбор типа буровой установки должен производиться по ГОСТу, исходя:

- из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе;

- из веса наиболее тяжелой обсадной колонны или ее секции (он. п.13.4).

5.4. Запрещается эксплуатация бурового оборудования, агрегатов, механизмов, аппаратуры и трубопроводов, имеющихся на буровой, при неисправных контрольно-измерительных приборах или их отсутствии.

Обязательный перечень КИПиА устанавливается Министерством по согласованию с Госгортехнадзором СССР.

5.5. Буровая установка долина иметь щит о приборами контроля и регистрации работы оборудования и параметров процесса бурения.

Контрольно-измерительные приборы дешевы быть хорошо видны о поста бурильщика и защищены от вибрации и атмосферных осадков.

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

5.7. Контроль за техническим состоянием буровых вышек и их испытание на грузоподъемность должны производиться в соответствии с действующими положениями и требованиями Правил безопасности в вефтегаводобывающей промышленности.

5.8. На каждой буровой должен постоянно находиться комплект инструкций по эксплуатации всего оборудования и механизмов.

Эксплуатация оборудования с нарушением инструкций запрещается.

5.9. Планово-предупредительный ремонт бурового и энергетического оборудования должен производиться по графику, утвержденному главным инженером организации.

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

5.11. Аварии с оборудованием должны расследоваться и оформляться актом в соответствии с существующим порядком расследования аварий.

5.12. Восстановление, ремонт и эксплуатация оборудования, отработавшего установленный амортизационный срок, но пригодного к дальнейшей эксплуатации в отдельных случаях допускается с разрешения руководства объединения (треста), управления геологии союзных республик при наличии акта специальной комиссии, подтверждающего его пригодность к дальнейшей эксплуатации.

5.13. В период эксплуатации бурового и энергетического оборудования ответственность за его сохранность и выполнение правил эксплуатации возлагается на бурового мастера и буровую бригаду, а контроль за эксплуатацией и соблюдением сроков профилактического ремонта - на службы главного механика и главного энергетика буровой организации и регламентируется Правилами безопасности в нефгегазодобывающей промышленности.

б. МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАШЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

6.1. I! ле спуска кондуктора или промежуточной колонны, при бурении ниже которых до спуска очередной колонны, ожидается вскрытие газовых, газоконденсатных, а также напорных нефтяных и водоносных горизонтов, пластов с аномальновысокими давлениями, при бурении разведочной или неизученной части разреза любой скважины, устья их должны быть оборудованы противовыбросовыми установками.

6.2. Производственные объединения и управления геологии Со-юных республик деланы разработать типовые технологические и

монтажные схемы обвязки, а также составить инструкции по эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО) с учетом требований Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, ГОСТа на ПВО и специфических геологических условий каждой площади или группы площадей и месторождений.

Эти схемы должны быть согласованы с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, а также с управлением округа или Госгортехнадзором союзной республики и утверждаться объединением или управлением геологии союзных республик.

На каждой буровой типовая схема должна быть конкретизирована с учетом рельефа местности, линий электропередач, дорог, бурового, вспомогательного оборудования и других сооружений и ком»" муникаций.

6.3. При бурении на месторождениях с высоким содержанием сероводорода (по объему б % и более) в схемах противовыбросового оборудования обязательно применение превентора с глухими срезающими плашками.

6.4. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемный желоб с целью облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

6.5. Линии глушения и дросселирования от превенторов должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электроперв-дач, котельных, других производственных и бытовых сооружений с учетом розы ветрив и рельефа местности.

6.6. Длина линий глушения и дросселирования должна быть не менее 30 и для нефтяных и 100 м для газовых скважин и прокладываться с уклоном от устья, а внутренние диаметры линий и установленных на них задвижек - соответствовать внутренним диаметрам отводов крестовины. Манифольд обвязки линий должен быть расположен в удобном для обслуживания месте, линии глушения и дросселирования долины крепиться на специальных опорах, забетонированных г грунт и обеспечивающих работу этих линий без деформации, а их концы направляться в сбросовые амбары или на факелы.

После блока задвижек допускается увеличение диаметров линий глушения и дросселирования относительно номинальных, но не более 30 мм.

6.7. Все узлы обвязки противовыбросового оборудования должны собираться только с использованием заводских соединений.

6.8. Повороты линий глушения и дросселирования до блока задвижек допускаются с применением кованных угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством. ,

6.9. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов и пульт управления должны выводиться в легко доступное и безопасное место на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Дублер пульта гидравлического управления превенторами должен быть выведен к пульту бурильщика и постоянно включен.

Импортное противовыбросовое оборудование должно монтироваться в соответствии с инструкциями, разработанными фирмами-поставщиками.

Проверку герметичности смонтированного импортного противовыбросового оборудования следует проводить в соответствии с требованиями для отечественных противовыбросовых установок.

6.10. Привод ручного дублирующего управления должен находиться в передвижной металлической будке или под навесом, который должен быть выполнен из досок толщиной не менее 50 мм с металлической облицовкой толщиной 2 мм или из металлического листа толщиной не менее 5 мм со стенкой, обращенной в сторону скважины, и иметь освещение во взрывобезопасном исполнении. На стенке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесет: стрелки, указывающие направление вращения штурвалов на закрытие, цифры, указывающие число оборотов штурвала до полного закрытия, метка, совмещение которой с меткой на валу штурвала соответствует закрытию превентора, величина давления опрессовки колонии; диаметр установленных плашек и порядковый номер превентора снизу вверх.

В будке должен находиться комплект ключей для фланцевых соединений цревенторной установки в другой необходимый инструмент.

6.11. До установки на устье скважины превенторы должны быть спрессованы водой на рабочее давление, указанное в паспорте.

Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

6.12. Все трубопроводы, арматура и задвижки, входящие в комплект противовыбросовой установки, после монтажа должны быть спрессованы на рабочее давление превенторной установки, указанное в паспорте. Опрессовка должна оформляться соответствующим актом.

6.13. Превентор перед отправкой на буровую после его ремонта, связанного со сваркой г токарной обработкой корпуса.должен бнть испытан на прочность.

6.14. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны (хвостовика) до разбуривания цементного стакана превенторная установка должна быть спрессована водой или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Результаты пpeccoки должны быть оформлены актом.

На манифольде на видном месте должны бнть таблички о указанием допустимого давления для последней спущенной колонны я давленая гидроразрыва, а на манометрах - нанесены специальные метки.

6.15. После разбуривания цементного стакана и выхода из

башмака на 1,0-3,0 и кондуктор или промежуточная колонна вместе о установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки герметичности цементного кольца у башмака колонны должны быть повторно спрессованы при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды и подъемом ее в башмак на 10-20 и в соответствии с требованиями Инструкции по испытанию скважины на герметичность .

6.16. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено только при наличии разрешения представителя военизированной слукбы по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

6.17. На смонтированное противовыбросовое оборудование и колонную головку должна быть составлена в двух экземплярах ведомость, в которой указывается:

- заводской и инвентарный номер оборудования;

- тип оборудования (превенторов, колонной головки, гидроуправления и т.п.), год выпуска;

- диаметр проходного отверстия оборудования;

- давление, на которое рассчитан превентор;

- давление опрессовки на ремонтной базе (акт);

- 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 опрессовля совместно с обсадной колонной на устье скважины (акт);

- давление опрессовки цементного камня (акт);

- размеры плашек, установленных в превенторе;

- размеры переходных катушек;

- присоединительные размеры фланцев;

- фактическая схема обвязки устья скважины с указанием размеров по вертикали;

- копия сертификата на масло гидропривода;

- перечень деталей и узлов, входящих в комплект противовыбросового оборудования, изготовленных на ремонтной базе, с эскизами, а также акты на дефектоскопию и на соответствие качества изготовленных изделий действующим техническим условиям (ТУ);

- наименование газообразного агента в аккумуляторе давления;

- копия сертификата на крепежные детали (согласно ОСТам);

- давление опрессовки обратных клапанов (акт);

- давление опроссовки манифольда (акт);

- акт на выполненные работы по креплению выкидных линий;

- разрешение военизированной службы до предупреждению возникновения и по ликвидация открытых газовых и нефтяных фонтанов на дальнейшее углубление скважины.

Одни экземпляр ведомости (указанных документов) должен храниться в отделе главного механика буровой организации, а другой - у мастера (начальника) буровой,

6.18. Перед предполагаемым вскрытием продуктивных пластов с АВПД исправность противовыбросового оборудования проверяется буровым мастером и механиком еженедельно путем открытия и закрытия плашек превенторов с регистрацией результатов проверки в специальном журнале.

Перед вскрытием пластов с АВПД, а также при вскрытии и прохождении интервалов возможных нефтегазоводопроявлевий и

дальнейшем их бурении до спуска очередной колонны исправность плашечных превенторов путам закрытия и открытия проверяется один раз в сутки с регистрацией проверок в журнале.

При замене вышедших из строя деталей превентора и (или) ПВО, смене его плашек на устье, превенторы и обвязка должны подвергаться опрессовке с установкой пакера.

6.19. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

В случав применения колонны бурильных труб разных диаметров (не более трех размеров) плашки превенторов должна соответствовать диаметрам верхних секций (верхней секции) колонны бурильных труб. На ыостках буровой необходимо иметь спрессованную стальную трубу, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть снабжена обратным клапаном или шаровым краном, находящимся в открытом положении, и переводником под бурильную или обсадную колонну и окрашена в красный цвет.

6.20. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым должен быть закрыт универсальный превентор, а если его нет -верхний плашечный,

6.21. Перед закрытием превентора бурильная или обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии на талевсй системе; против плашек превентора должна располагаться гладкая часть бурильной или обсадной трубы, а бурильный замок (муфта) должен находиться над столон ротора на уровне элеватора или АКБ для возможности выполнения работ.

6.22. После закрытия презентора необходимо принять меры по ликвидации проявления в соответствии с методикой глушения сква-жин при газонефтепроявлениях.

6.23. Перед спуском обсадной колонны, перекрывающей напорные продуктивные горизонты с пластовыми давлениями выше гидростатических, плашки одного из превентеров должны соответствовать диаметру спускаемой в скважину колонны. При отсутствии плашек под обсадную колонну на приемных мостках долхна находиться специальная бурильная труба с переводником под обсадную трубу.

6.24. Манометры на линиях глушения и дросселирования и межколонных отводах должны быть установлены на катушках или специальных фланцах с кранами высокого давления, с масляными разделителями и шкалой на давление, на 50 % превышающее давление опрессовки обсадной колонны.

6.25. На буровых, где ожидается вскрытие напорных пластов, необходимо иметь шаровой кран, два обратных клапана с устройством для их открытия под давлением, спрессованных на допустимое внутреннее давление бурильной колонны и окрашенных в красный цвет.

6.26. Вскрытие продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и месторождениях с АВПД должно производиться после проверки я установления готовности буровой к проведению этой работы. При проверке готовности буровой комиссия под председательством главного инженера УБР (экспедиции) с участием представителя военизированной службы должна установить наличие и состояние средств и материалов по борьбе с газонефтепроявлениями, обученность буровой бригады, а также состояние оборудования, прежде всего проти-вовыбросового, и ствола скважины.

Результаты проверки должны быть оформлены актом.

7. БУРЕНИЕ

7.1. Бурение скважины может быть начато после окончания строительно-монтажных работ в соответствии с Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности. Буровая организация обязана кроме документов, предусмотренных Правилами, иметь в наличии технический проект на строительство скважины, режимно-технологическую карту, наряд (нормативную карту) на производство буровых работ.

При кустовом методе строительства скважин выдача разрешения органом Госгортехнадзора обязательна только на бурение первой скважины в куста.

7.2. Условия и методика проведения буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе "скважина-пласт", а также с использованием газообразных агентов должны разрабатываться з соответствии с действующими РД и осуществляться по специальному техническому проекту.

7.3. Конструкция скважины долина выбираться исходя из требований охраны недр и окружающей среда, горно-геологических условий и обеспечивать прочность скважины как технического сооружения, изоляцию продуктивных и водонапорных горизонтов, достижение проектной глубины, минимального расхода материалов и средств на строительство скважины, достижение запроектированных способов и режимов эксплуатации, получение необходимой горно-геологической информации и максимального использования пластовой энергии для извлечения добываемых нефти, газа, газоконденсата с учетом изменения по глубине скважины давлений пластовых и гидроразрыва пород, наличия осложнений, ке ликвидируемых известными технологическими приемами, и зсн несовместимости системы буровых растворов, в соответствии с требованиями заказчика, времени устойчивого состояния ствола скважины и уровня развития техники и технология бурения сквахив в данном отрезке времени.

7.4. Расчеты обсадных и бурильных колонн на прочность должны производиться в соответствии с действующими инструкциями и учитывать геолого-технические условия, способ и вид бурения скважины (наклонные, вертикальные), назначение скважины (добывающая, нагнетательная, разведочная, поисковая, опорная и др.), вид извлекаемого и нагнетаемого продукта (нефть, газ, конденсат, пар, вода и т.п.).

7.5. Способы и режимы бурения (забойными двигателями, роторным или их комбинация), а также типы долот должны выбираться с учетом геолого-техвнических условий проводки скважин и обеспечения достижения высоких технико-экономических и качественных показателей по интервалам бурения и в целом по скважине.

Выбор типов долот, способов и режимов бурения скважин должен осуществляться на основе данных, полученных при проводке опорно-технологических и других скважин, и по данным близлежащих скважин (площадей). При проводке опорных, поисковых и параметрических скважин они должны выбираться путем проведения специальных исследований в этих скважинах на основе существующей методики. Не допускается отступление от параметров режима бурения , предусмотренного проектов, без разрешения главного инженера буровой организации.

Перевод с одного способа бурения на другой, не предусмотренный проектом, должен осуществляться по специальному плану, предусматривающему подготовку ствола скважины, бурильного инструмента, оборудованием и КИПиА, утвержденному руководством буровой организации и разработчиком проекта.

7.6. Гидравлическая программе бурения скважины должна обеспечивать наиболее полную очистку забоя и ствола скважины от выбуренной порода при минимальных гидравлических потерях.

Рабочее давление нагнетания насосов должно составлять 0,75-0,8 ох допустимого давления для данного размера цилиндровых втулок.

Удельные расход бурового раствора при роторном способе и электробурении должен быть в пределах 0,035-0,05 л/с*см2 площади забоя, а при бурении гидравлическими забойными двигателями - не превышать 0,07 л/с * см2. Диаметр насадок гидромониторных долот должен выбираться из расчета получения скорости истечения струи не менее 80 и/о для всех способов бурения. При этом, учитывая нерегулируемый привод насосов, давление в насосах и расход бурового раствора для интервала бурения данным диаметром долота поддерживается постоянным. Должны применяться насадки в долотах только оптимального внутреннего выходного сечения.