Общие требования охраны труда. Законченных бурением скважин

Законченных бурением скважин

При освоении и испытании

По охране труда и промышленной безопасности

Инструкция

1.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

− высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03);

− эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

− устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

− отсутствуют межколонные давления.

В случае возможных отклонений по высоте подъёма цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.

1.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утверждённой схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью), соответствующей рабочему проекту.

В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В остальных случаях схема противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03).

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливается документацией, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.

1.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение не допускается.

1.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки − на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

1.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

− исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

− сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

− предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;

− термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геолого-физических параметров;

− сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

− предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

− охрану недр и окружающей среды.

1.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается организацией по согласованию с заказчиком с учётом проектных решений и фактического состояния крепи.

1.7. Приток флюида из пласта вызывается путём создания регламентируемых депрессий за счёт:

− замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5-0,6 г/см³; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

− использования пенных систем;

− использования специальных технических средств и технологий (струйный насос УГИС и т.п.).

1.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.

Вызов притока путём снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.

1.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки − на давление опрессовки колонны.

1.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учётом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.

План утверждается техническим руководителем буровой организаций и согласовывается с заказчиком.

1.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организации.

Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов производится в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03).

1.12. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по установленной форме.

1.13. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность созданием внутри колонны избыточного давления, величина которого в зависимости от назначения скважины, диаметра спущенных обсадных труб, задаётся заказчиком.

1.14. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную).

1.15. Эксплуатационная колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если в течение 30 минут избыточное давление на устье скважины не снизилось более чем на 5 кгс/см² (0,5 МПа). При этом результаты наблюдения регистрируются через 5, 10, 30 минут после создания избыточного давления в колонне.

1.16. Испытание эксплуатационной колонны на герметичность производится по договоренности с заказчиком в процессе продавливания цементного раствора после получения «стоп-удара» или по истечению времени ОЗЦ, после цементирования скважины. В первом случае испытание эксплуатационной колонны производится под руководством представителя предприятия буровых работ (ПБР), во втором случае, с использованием арматуры для опрессовки эксплуатационной колонны, под руководством бурового мастера.

1.17. Монтаж арматуры для опрессовки эксплуатационной колонны:

1.17.1 погрузка и разгрузка арматуры для опрессовки эксплуатационной колонны во время транспортировки производится с использованием грузоподъёмных механизмов.

Разгрузка арматуры с транспортных средств путём сбрасывания запрещается;

1.17.2 для освещения территории при разгрузке арматуры необходимо иметь светильник во взрывозащищенном исполнении, смонтированный под полом буровой. Освещённость места работы должна быть не менее 25 лк.;

1.17.3 к устью скважины и к штурвалу арматуры должны быть оборудованы подходы и площадки для осмотра и производства ремонтных работ.

1.17.4 перед монтажом арматуры необходимо проверить качество сборки фланцевых соединений, наличие металлических уплотнительных колец, равномерность затяжки шпилек, соблюдением зазора между фланцами, который по всему периметру фланцев должен быть одинаковым;

1.17.5. Крепление фланцевых соединений необходимо производить полным комплектом шпилек, предусмотренным конструкцией арматуры;

1.17.6 монтаж арматуры производится на муфтовое окончание эксплуатационной колонны с резьбой по ГОСТ-632-80. При опрессовке эксплуатационной колонны Ф 168 мм применять переводник с соответствующими резьбами;

1.17.7 управление арматурой устанавливается в легкодоступном месте на расстоянии не менее 10 м от устья скважины;

1.17.8 ручное управление защищается отбойным щитом с габаритными размерами не менее:

− ширина – 500 мм, высота – 2000 мм;

− козырёк и боковая обшивка – 400 мм.

Отбойный щит выполняется из листового железа толщиной не менее 3 мм. Отбойные щиты должны иметь надёжное крепление, обеспечивающее устойчивость от струи жидкости.

1.17.9 расстояние от уровня земли до центра штурвала управления арматурой должно быть 1000-1170 мм;

1.17.10 вал штурвала изготавливается из прямой насосно-компрессорной трубы диаметром не менее 2" (двух дюймов). Соединение вала штурвала с арматурой выполняется при помощи карданного соединения. Во избежание провисания вала штурвала, на расстоянии 5 м от щита устанавливается стойка; касание вала штурвала с фермой бурового блока и др. оборудования не допускается;

1.17.11 перед штурвалом на отбойном щите влагостойкой краской должны быть надписи с указанием:

− направления вращения закрытия и открытия арматуры;

− число оборотов закрытия арматуры;

− метка, совмещение которой с меткой на штурвале соответствует полному закрытию арматуры при последнем обороте штурвала;

− пробное давление арматуры;

1.17.12 место управления арматурой (отбойный щит) в ночное время должно быть освещено светильником взрывозащищённого исполнения.

1.18. Эксплуатация арматуры для опрессовки эксплуатационной колонны:

1.18.1 арматура, находящаяся в эксплуатации должна иметь паспорт, в котором указывается инвентарный номер, дата его выпуска, а также все сведения по движению, эксплуатации и о проведённых ремонтах;

1.18.2 перед вводом в эксплуатацию на корпусе арматуры должны быть чётко нанесены клеймением инвентарный номер и дата выпуска арматуры;

1.18.3 перед отправкой арматуры на буровую должны производиться:

а) очистка от грязи, промывка, а при необходимости и покраска;

б) отбраковка непригодных к эксплуатации узлов и деталей;

в) смазка арматуры, крана высокого давления;

г) комплектование арматуры согласно схемы на монтаж арматуры;

1.18.4 полная разборка арматуры должна производиться:

а) при выявлении не герметичности во время опрессовки;

б) после работы арматуры на 10 скважинах, но не реже одного раза в три месяца.

Перед вводом в эксплуатацию и после ревизии арматура опрессовывается давлением на 50% превышающим рабочее давление, т.е. 52,3 МПа.

Результаты опрессовки оформляются актом за подписями: механика, представителя технического отдела и машиниста цементировочного агрегата. В акте указывается номер цементировочного агрегата;

1.18.5 арматура считается герметичной, если давление за 15 минут не снизится более чем на 0,1 МПа;

1.18.6 с комплектом арматуры на буровую должна быть выдана бригаде выписка из технического паспорта, в котором указывается: инвентарный номер, год выпуска, основные присоединительные резьбы и данные об опрессовке (дата опрессовки, давление на которое рассчитана арматура);

1.18.7 приёмку доставленной на буровую арматуры производит буровой мастер или бурильщик по комплектовочной ведомости, подписанной лицом, ответственным за комплектование. Ответственным за комплектование является заведующий инструментальной площадкой.

1.18.8 ответственным лицом за монтаж арматуры на буровой и опрессовку эксплуатационной колонны является буровой мастер или его помощник.

Дата добавления: 2017-01-13